Какой способ заводнения залежи является наиболее интенсивным. Виды заводнения

Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт (в производственной литературе этот метод называют заводнением). В России более 80% залежей нефти разрабатываются с использованием заводнения.

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.

При законтурном заводнении (рис.24) закачка воды в пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400–800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.

Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами, как по толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное заводнение обеспечивает более полную выработку запасов, вытесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.

Рис. 24 Законтурное заводнение

Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи. Такое заводнение называют приконтурным заводнением.

Приконтурное заводнение применяется:

– на небольших по размерам залежах;

– при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью;

– с целью интенсификации процесса добычи нефти

Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение (рис.25).

При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти т.д.

Рис. 25 Внутриконтурное заводнение

В последние годы для интенсификации разработки нефтяных месторождений распространенным методом стал метод искусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти.

По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторождении в Татарстане – на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей.

Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением.

В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.

Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.

Усовершенствованной системой воздействия на залежь нефти со сложным строением является попеременное нагнетание воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разработки Журавлевско–Степановского месторождения Оренбургской области был обоснован и прошел промышленное испытание метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа с целью повышения эффективности процесса вытеснения и повышения конечного нефтеизвлечения. Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего, в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытес-

нения и тем самым повышается охват пласта воздействием. Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет меньшей вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате поршневого и увлекающего вытеснения газа. Метод попеременной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсного воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на границе с нефтью. Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость – вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение – за счет свободы потоков в открытых трещинах. Гравитационное перераспределение по мощности пласта нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опережающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ранней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. Опытно-промышленные работы по данному методу были проведены на Журавлевско–Степановском месторождении Оренбурга в 1971–1974 годы (авторы В.И. Кудинов, И.А. Поворов) и дали хорошие результаты. По данным исследовательских и опытно-промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попеременной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8–10%. Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдерживается отсутствием малогабаритных на высокое давление и производительность компрессоров.

Виды заводнения нефтяных залежей

Законтурное заводнение

Рисунок 2.1 – Схема закономерного заводнения:

1 - добывающие скважины;2 - нагнетательные скважины

Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рисунок 2.1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных

Законтурное заводнение целесообразно:

При хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;

При однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

1. повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;

2. замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии
нагнетания;

3. повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю
область пласта за пределы линии нагнетания;

Приконтурное заводнение

В отличии от законтурного заводнения нагнетательные скважины располагают прямо на контуре нефтеносности.

Приконтурное применяется:

При ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней
областью;

Для интенсификации процесса эксплуатации, так как
фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора
уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти вследствие образования зон не охваченных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тщательном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение.

Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается законтурным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно.

Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Рисунок 2.2 – Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины

а) с разрезанием залежи; б) осевое

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения.

Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рисунок 2.2). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 – Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки.

Рисунок 2.4 – Схема блокового заводнения

Преимущество блоковых систем заключается в следующем:

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.

4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

Площадное заводнение

Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Рисунок 2.5 Основные схемы площадного заводнения.

а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.

Барьерное заводнение

При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.

Рисунок 2.6 – Схема барьерного заводнения

Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Вопросы теории вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что не только карбонатные породы насыщены трещинами, но также пласты из песчаников или алевролитов в той или иной степени трещиноваты. На это указывает несоответствие проницаемости, оцененной для кернов пород без трещин, и проницаемости, определенной при гидродинамических исследованиях скважин. Проницаемость пласта оказывается намного выше определенной по кернам без трещин .

Когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины оказываются основными каналами движения нефти к забоям добывающих скважин. В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление быстрее распространяется по системе трещин. Поэтому возникают перепады между давлениями в трещинах и блоках, которые вызывают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах.

Закачиваемая в такие пласты вода быстро прорывается по трещинам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно, коэффициент вытеснения достигает 0,85. Нефть из блоков породы вытесняется недостаточно эффективно, коэффициент нефтевытеснения составляет около 0,25 .

Нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов под действием сил, обусловленная градиентами давления в системе трещин, воздействующих и на блоки породы . С другой стороны нефть вытесняется под действием разности капиллярного давления в воде и нефти. Ее действие приводит к возникновению капиллярной пропитки гидрофильных пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка объяснима и с энергетической точки зрения. Поскольку минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать породы матрицы, обладающие сложной, сильно разветвленной поверхностью .

Поэтому если блок породы трещиновато - пористого пласта, насыщенный нефтью, поместить в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами наполненными водой), то скорость j(t) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, будет зависеть от времени t :

j(t) ~ 1/ . (2.1)

Скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой. В этом случае можно считать, что:

j(t) ~е - b t . (2.2)

Исходя из результатов промышленных испытаний наиболее эффективным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. Скорость капиллярной пропитки определяется по формуле:

j(t) = , (2.3)

где a – экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент b можно выразить так:

b = , А = А(k н, k в, m, ) , (2.4)

где k н, k в – относительные проницаемости для нефти и воды;

k – абсолютная проницаемость;

q – угол смачивания пород пласта водой;

s –поверхностное натяжение на границе нефть – вода;

μ н – вязкость нефти;

А – экспериментальная функция;

l - длина грани куба породы пласта.

Выражение для коэффициента а , исходя условия, что за бесконечное время количество воды, впитавшейся в блок породы равно объему извлеченной из него нефти, имеет вид:

а = ml 3 s но hb/π , (2.5)

где s но – начальная нефтенасыщенность блока породы;

h – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке.

При рассмотрении вытеснения нефти водой из трещиновато- пористого пласта, состоящего из множества блоков породы, представляем эти блоки кубами с длиной грани l . Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта при х = 0, то блоки у входа в пласт будут пропитаны водой больше чем последующие. Расход воды q , закачиваемой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка происходит в области 0 £ х £ х ф (х ф – координата фронта капиллярной пропитки). Этот фронт перемещается в пласте со скоростью:

v ф = d х ф /dt . (2.6)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени l (когда к ним подошел фронт капиллярной пропитки, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Если в течение времени Dl «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы, то расход воды Dq , входящей в эти блоки, составит:

Dq = . (2.7)

Чтобы скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато – пористого пласта, необходимо разделить j(t) на l 3 , что и сделано в формуле (2.7). Скорость пропитки в (2.3) исчисляется с момента l , в который к блоку с координатой х ф (l) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Dq в формуле (2.7) и устремляя Dl к нулю, приходим к выражению:

q = v ф (l)dl. (2.8)

При заданном расходе q выражение(2.8) есть интегральное уравнение для определения скорости продвижения фронта пропитки v ф (l) .

Подставляя в (2.8) выражение для скорости пропитки (2.3) получим:

Решение интегрального уравнения (6.9) позволяет записать выражение для скорости движения фронта капиллярной пропитки:

v ф (t) = = (2.10)

Из (2.10) получим выражение для определения его положения (координаты):

х ф (t) = dt. (2 .11)

Формула (2.11) позволяет определить длительность безводной разработки пласта t = t * , при которой х ф (t *) = l.

Чтобы рассчитать показатели разработки трещиновато – пористого пласта в период добычи обводненной продукции поступают так. Считают, что этот пласт «фиктивно» простирается при х > l до бесконечности. Расход воды, затрачиваемый на пропитку фиктивной части пласта при х > l, составит:

q фикт =bhbms но h . (2.12)

Подставляя сюда v ф (l) по выражению (2.10), и, заменив в нем t на l , получим:

q фикт =qbdl. (2.13)

Следовательно, расход воды, впитывающейся в трещиновато - пористый пласт в период t > t * , или дебит нефти, получаемый в этот период, равен:

q н = q - q фикт . (2.14)

Дебит воды соответственно будет q в = q ф . Из приведенных выражений можно определить по общим формулам текущую обводненность продукции и нефтеотдачу. Выражение (2.3) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато – пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (2.3) и (2.4), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения s cosq , причем размерность такова = [Па×м]. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в эти блоки, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad P выражается как Па/м. Капиллярные и гидродинамические будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо s cosq величину (s cosq) / l . Тогда:

b = k( + grad P) (2.15)

Таким образом в формуле (2.15), учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

Вопросы для самоконтроля:

1. По каким причинам происходит запаздывание перераспределения давления в трещиновато-пористых пластах по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах?

2. Под воздействием каких сил нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов?

3. В чем состоит гидродинамический и энергетический подход к объяснению процесса капиллярной пропитки гидрофильных пород?

4. От каких показателей (величин) зависит скорость капиллярной пропитки гидрофильных пород?

5. Запишите выражения для скорости движения фронта капиллярной пропитки и для определения его положения (координаты)

6. Запишите формулу позволяющую определить длительность безводной разработки трещиновато-пористого пласта

План

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного (газового) месторождения

1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

1.3 Характеристика нефти, газа и пластовых вод

2. Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

2.2 Анализ состояния системы ППД

3. Проектная часть

3.1 Новая техника и технология очистка сточных вод

3.2 Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт

4. Расчетная часть

4.1 Расчет времени разработки нефтяной залежи

4.2 Расчет процесса закачки тех. жидкостей в скважины

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия

5.2 Охрана недр и окружающей среды

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85-88%, на долю пресных – 10-12% и на долю ливневых – 2-3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений - это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Залежи нефти большинства месторождений Урало-Поволжья многопластовые с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости и малыми эффективными нефтенасыщенными толщинами. Ряд месторождений характеризуется гидродинамической связью между пластами-коллекторами, обусловленной слиянием пластов или небольшой толщиной разделов между ними с наличием систем трещин. Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения гидродинамических вторичных и третичных методов стимуляции скважин. Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научно-технической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли качества закачиваемой воды. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и качества закачиваемых в них жидкостей и др

1. Геологическая часть

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного (газового) месторождения

Арланское месторождение - уникальное по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Расположено на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов республики и частично на территории Удмуртии. Месторождение открыто в 1955 г. и введено в разработку в 1958 г. Промышленно нефтеносными являются терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона и карбонатные московского яруса среднего и турнейского яруса нижнего карбона. Основным объектом эксплуатации служат терригенные образования нижнего карбона. Для дальнейшей разработки Арланского месторождения большое значение приобретает освоение среднекаменноугольных отложений. Промышленная нефтеносность последних установлена почти одновременно с открытием месторождения, но из-за сложного строения залежей длительное время не привлекала особого внимания. Протяженность более 100 км, при ширине до 25 км, приурочено к обширной антиклинальной складке с пологими крыльями. Нефтеносны песчаники визейского яруса нижнекаменноугольного возраста, карбонатные коллекторы каширо-подольской продуктивной толщи среднего карбона. Основные запасы сконцентрированы в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (75% начальных запасов) на глубине 1400-1450 м. При разработке применяется заводнение пластов. Основной способ эксплуатации добывающих скважин - механизированный. Общий фонд скважин около 8 тыс. единиц. Нефть добывается с большим содержанием воды (93%).

1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

Арланское нефтяное месторождение – одно из крупнейших в стране и самое крупное в Башкортостане. Его длина по контуру нефтеносности в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) составляет более 100 км, ширина - до 30 км. Нефтеносными являются пласты песчаников ТТНК (елховский, радаевский, бобриковский, тульский и алексинский горизонты визейского яруса), карбонаты турнейского яруса, верейского, каширского и подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. Месторождение приурочено к обширной асимметрической антиклинали северо-западного направления. Ее юго-западное крыло - крутое (до 4°), северо-восточное - более пологое (до 1°). Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе 1190 м составляет 90-100 м. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского (фаменского) возраста. По кровле ТТНК структура осложнена большим числом локальных поднятий меньших размеров и амплитуды. Их размеры различаются, но не превышают 1-5 км. Вверх по разрезу структура менее контрастная и в пермских отложениях практически нивелируется. Глубина залегания ТТНК – 1250-1300 м, регионально погружается с юга на север. В разрезе ТТНК выделяются и четко коррелируются девять пластов песчаников: алексинский горизонт – пласт С 0 ; тульский горизонт – пласты C I , C II , C III , C IV0 , C IV , C V и C VI0 ; бобриковско-радаевский горизонт - пласт C VI . Толщина пластов резко меняется от скважины к скважине. К числу основных и наиболее выдержанных по площади относятся пласты C II , C III (на северной части месторождения) и C VI . Остальные пласты имеют меньшие толщины и более неоднородны. Песчаники характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Толщина ТТНК колеблется от 33 до 150 м. Резкое ее увеличение приурочено к зонам глубокого размыва карбонатной толщи турнейского яруса. В отдельных скважинах известняки турнейского возраста размыты полностью, а образовавшиеся карстовые провалы заполнены мощной толщей терригенных отложений. Карбонатные коллекторы среднего карбона (каширо-подольские и турнейские) имеют гораздо худшие ФЕС (низкие проницаемость и пористость, малая толщина). Нефти всех объектов обладают повышенной вязкостью (20-30 мПа⋅с), плотность их равна 0,88-0,90 т/м3. Давление насыщения в ТТНК составляет 8 МПа, газонасыщенность – от 5 до 20 м3/т. Нефтеносность разреза среднего карбона изучалась в основном попутно с поисками и разведкой нефтяных залежей в терригенной толще нижнего карбона. Стратиграфически среднекаменноугольные отложения включают верхнюю часть башкирского яруса и в полном объеме московский ярус. Они сложены карбонатными породами с подчиненными прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов, встречающихся главным образом в верейском горизонте. По комплексу геологических и промыслово-геофизических материалов рассматриваемые отложения расчленяются на 11 пачек (I- XI), из которых промышленно нефтеносны II-VII пачки каширского и подольского горизонтов, причем продуктивность последних установлена лишь на Вятской площади. Выделенные пачки достаточно четко прослеживаются не только в пределах рассматриваемого месторождения, но и на значительной территории Бирской седловины и примыкающих к ней площадях Пермско-Башкирского свода и Верхнекамской впадины. Каждая из пачек представляет собой ритмически построенный литологический комплекс, нижняя часть которого выполнена карбонатными породами с повышенным содержанием пористо-проницаемых разностей, а верхняя - преимущественно плотными непроницаемыми карбонатами, глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями. По стандартному каротажу низы каждой пачки, как правило, характеризуются отрицательными показаниями СП, низкими ГМ, положительными приращениями МЗ, низкими и средними значениями НГМ и при расчленении и корреляции разреза среднего карбона выделяются условно как продуктивный пласт. Противоположную электро- и радиокаротажную характеристику имеет верхняя, наиболее плотная часть разреза рассматриваемых пачек, которая выделяется как "плотный раздел" и оценивается как нефтеупор. Отмеченные продуктивные пласты приурочены: Б1 (пачка XI)-к башкирскому ярусу, вышележащие В1-В3 (пачки VIII-X) - к верейскому, K1-K4 (пачки IV- VII)-к каширскому, П1-П3 (пачки I и III) - к подольскому горизонтам. При сопоставлении указанных продуктивных пластов выявляется сложный линзовидный характер распространения содержащихся в них прослоев коллекторов, обусловленный частым изменением минералогического состава, структурно-текстурного сложения, емкостных и фильтрационных свойств пород. Как показали исследования, литологически неоднородный продуктивный разрез среднего карбона повсеместно связан с перекристаллизацией, доломитизацией, сульфатизацией, окремнением и др. В пределах Арланского месторождения при переходе к Новохазинской площади отмечается существенное качественное изменение продуктивного разреза резко усиливается литологическая неоднородность (расчлененность) III-VI пачек, увеличивается степень их доломитизации и сульфатизации, повышается интенсивность и возрастает разнообразие форм проявления постседиментационных преобразований, существенно ухудшаются коллекторские свойства, нефтенасыщенность слагающих пород и снижается стратиграфический уровень нефтеносных коллекторов. Перечисленные признаки закономерно усиливаются в юго-восточном направлении, и на Юсуповском участке Арланского месторождения весь среднекаменноугольный разрез становится непродуктивным. На Арланской и Николо-Березовской площадях промышленно нефтеносны III и IV пачки, приуроченные соответственно к подошве подольского (П3) и кровле каширского (K1) горизонта, а на Новохазинской площади, притом лишь в северной ее половине (Шариповский участок), продуктивны нижележащие V и VI пачки (К2 и К3), выделяемые в середине разреза каширского горизонта. В северо западной части Арланского месторождения на Вятской площади диапазон промышленной нефтеносности увеличивается, охватывая II-III пачки подольского горизонта (П2 и П3) и IV, V и VII пачки каширского горизонта (K1, K2 и К4), общая мощность которых достигает 110 м (рис. 1).

Рис.1. Схема распространения залежей нефти в среднем карбоне Арланского месторождения

Распространение нефтеносности продуктивных пластов: а - П 2 , П 3 , K 1 , К 2 , К 4 ; б - П 3 , К 1 ; в - К 2 , К 3 ; эксплуатационные площади: 1 - Вятская 2 - Арланская, 3 - Николо-Березовская, 4 – Новохазинская. В процессе поисково-разведочных работ на территории Арланского месторождения отмечались нефтепроявления, а в скв. 92 и 210 на Николо Березовской площади были получены притоки нефти при вскрытии и опробовании пластов В2 и В3 (пачки IX и X), залегающих в нижней части верейского горизонта. Однако их нефтеносность до сих пор остается не вполне ясной. Из проведенного структурно-фациального анализа следует, что предпосылки крайне неоднородного (дифференцированного) пространственного распределения нефтеносности среднекаменноугольных (точнее, каширско-подольских) отложений Арланского месторождения были заложены в период накопления и первичного (седиментационно-диагенетического) преобразования осадков в условиях мелководного шельфового морского бассейна с резко расчлененным рельефом дна, нестабильными гидродинамическим, температурным и гидрохимическим режимами и в целом жарким климатом. Это обусловило преимущественное накопление карбонатных осадков, характеризующихся структурно минералогической неоднородностью и разнообразием форм проявления в последующие фазы их преобразования (поздний диагенез, эпигенез) вторичных процессов, в числе которых особая роль принадлежала доломитизации и генетически тесно связанной с ней сульфатизации.

1.3 Характеристика нефти, газа и пластовых вод

На территории северной половины месторождения (Арланская, Николо-Березовская и Вятская площади), расположенной гипсометрически ниже Новохазинской площади, накопление и преобразование каширско-подольских отложений проходило при комбинированном участии достаточно интенсивной гидродинамической активности морских вод и катионнообменных (метасоматических) процессов, в целом положительно влияющих на формирование пород коллекторов. Вследствие этого основная часть пористо-проницаемых прослоев продуктивных пластов K 1 и П 3 выполнена органогенно-реликтовыми (метасоматическими) доломитами и биоморфными (главным образом фораминиферовыми) доломитизированными известняками, возникновение порового пространства в которых обусловлено первичной укладкой форменных элементов {главным образом раковин организмов) осадка при активном участии доломитового метасоматоза. Преобразование осадков в последующие фазы проходило в основном под действием выщелачивания не замещенных доломитом известковистых реликтовых участков. Существенно иная обстановка карбонатонакоплепия в каширско-подольское время была на территории Новохазинской площади, которая представляла собой обширную отмель, несколько изолированную от основных вод морского бассейна. Здесь под влиянием высокой щелочности, минерализации и температуры морской поды происходило сближение растворимостей СаСО 3 и MgCO 3 , которое способствовало превращению этих компонентов в доломит и интенсивному его накоплению. Причем оптимальные условия седиментации доломитов достигаются к моменту перенасыщения природных морских под сульфатами кальция. По данным промыслово-геофизических исследований скважин, на Арланской и Николо-Березовской площадях в продуктивном пласте K 1 выделяется до шести прослоев пористо-проницаемых пород, в пласте П 3 - до двух. Каждый из прослоев имеет мощность от 0,5 до 3-4 м. Наиболее высокая степень литологической неоднородности и резко выраженная линзовидность коллекторов, обусловливающие их слабую гидродинамическую связь и крайне низкую продуктивность, наблюдаются, в продуктивных пластах К 2 и К 3 Новохазинской площади. В разрезе продуктивных пластов среди хорошо насыщенных нефтью пористо-проницаемых прослоев па повышенных гипсометрических отметках (выше ВНК) часто встречаются прослои с высокопористыми породами (более 15%), которые из-за слабой проницаемости (менее 0,005 мкм 2) и линзовидного их залегания оказались слабонефтенасыщенными (непромышленными) или полностью водоносными. Такие прослои преобладают над хорошо нефтенасыщенными в разрезах большинства скважин. Во многих из них пласты содержат лишь погребенную воду. Наличие водонасыщенных прослоев среди хорошо нефтенасыщенных подтверждается добычей воды вместе с нефтью в скважинах, расположенных на высоких гипсометрических отметках (рис. 2).

Рис. 2. Схематический профиль нефтеносной пачки каширско-подольских отложений Арланской площади. а - плотный раздел между пластами; прослои: б - промышленно нефтеносные, в - слабонефтенасыщенные, г - водонасыщенные; д - ВНК; е - плотные породы в продуктивном пласте; 1-8-скважины

Для оценки эффективной нефтенасыщенной мощности продуктивных пластов в этих случаях недостаточно использовать традиционный метод установления нижнего предела пористости, при котором породы становятся непроницаемыми и утрачивают коллекторские свойства. Эта граница для каширско-подольских отложений составляет 9-11%. Определяющим здесь служит минимальное значение нефтенасыщенности. При выяснении характера насыщенности пластов использовались материалы исследований НГК, БК (лучше на высокоминерализованной воде) и грунтов по общепринятой методике. На основании полученных распределений удельных сопротивлений (r п) пластов, залегающих в заведомо нефтяной и водоносной частях залежи, и распределений комплексного параметра Кп 2 r п для этих же пластов были выявлены их критические значения для нефтеносных пластов (r п = 7 Ом-м и Кп 2 r п r п =0,41). Используя конкретные зависимости r п =f(k п) и рп = f(Кн), полученные по данным исследования образцов керна, нижний предел коэффициента нефтенасыщенности (Кн) устанавливается от 0,62 до 0,67. Эти величины хорошо согласуются с результатами испытаний скважин, т.е. ни в одном из опробованных интервалов, из которых были получены промышленные притоки нефти, не выделяются пласты с нефтенасыщенностью менее 67%. Таким образом, по изложенной методике для каждого продуктивного прослоя были определены следующие параметры: h эф, r п, Kп и Кн. В отдельных случаях для оценки характера насыщенности коллекторов привлекались материалы ИННК, подтверждающие установленную величину нефтенасыщенности по r п. Сложная картина гипсометрического распространения нефтеносности в разрезе при наличии водонасыщенных прослоев часто создает видимость резкого колебания ВНК. Границей залежи нефти или контуром нефтеносности в этих условиях служит линия замещения промышленно нефтеносных коллекторов непроницаемыми породами. По характеру распространения нефтенасыщенных пластов в пределах всей площади месторождения выделяются обширные, средние и малые по величине и изолированные друг от друга участки нефтеносности. Выявленные особенности распространения нефтеносности и строения залежей нефти в карбонатных отложениях среднего карбона Арланского месторождения позволили выделить объекты подсчета, площади с различными категориями запасов, определить подсчетные параметры, установить для различных участков залежи ожидаемые коэффициенты нефтеотдачи, подсчитать балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного в ней газа по промышленным категориям А, В и С 1 . Месторождение обустроено, залежи нефти в среднем карбоне имеют небольшую глубину, что позволяет быстро и с малыми затратами ввести их в промышленную разработку.

2. Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

Проведем анализ технико-экономических показателей Арланского УДНГ, представленных в таблице 1.

Таблица 1 - Основные технико-экономические показатели Арланского УДНГ за 2006-2008 гг.

Показатели	2006	2007	2008
Добыча нефти тыс.руб	2168,5	2156	2181
Товарная нефть т.тн	2153,043	2140,664	2170,173
Валовая продукция тыс. руб.	1627180	1504413	1618174
Среднесуточн.дебит скважин по нефти на скважину отработанную действующего фонда тн/сут	2,3	2,2	2,2
Добыча жидкости т.тн	12119	13325	13913
	82,1	83,8	84,3
Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию СКВ	27	30	28
в тч из разведки	2	2	3
	0,954	0,956	0,950
Выполнение объема капитальных вложений тыс.руб.	331856	700545	556037
в т.ч. эксплуатационное бурение тыс.руб	82429	119800	173315
разведочное бурение	58183	124000	77706
Строительство скважин	76762	173418	124632
Среднегодовая стоимость основных промышленно-производственных фондов по основной деятельности	2842535	3180431	3925996
Фондоотдача (выпуск валовой продукции на 1 руб. среднегодовой стоимости промышленно-производст.фонд.) руб	0,57	0,47	0,41

Начнем с анализа производственной программы. В 2008 году план по добыче нефти был перевыполнен на 3,1%. Годовой уровень добычи нефти в 2008 году, по сравнению с 2007 годом, увеличился на 25 тыс. тонн.

В то же время, объем товарной нефти увеличился и составил 101,4% от уровня 2007 года.

На рисунках 3 и 4 представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 5 лет работы НГДУ «Краснохолмскнефть».

Рис. 3 Динамика добычи жидкости

Рис. 4 Динамика добычи нефти

В течение последних лет, на фоне увеличения объемов добычи жидкости, добыча нефти постепенно снижается, что свидетельствует об увеличении степени обводненности скважин. В 2008 году было закачено больше воды, что повлекло за собой увеличение объемов добычи жидкости на 462,7 тыс. т.

Проведем подробнее анализ изменения объема добычи нефти и факторов повлиявших на это изменение.

Для наглядности составим таблицу 2 изменений данных за 2008 год по отношению к 2006 и 2007 году.

Таблица 2 - Изменение основных ТЭП

Показатели	абсолютное изменение		изменение в %
	2008- 2006	2008-2007	2008/2006	2008/ 2007
Добыча нефти тыс.руб	12,5	25,0	100,6	101,2
Валовая продукция тыс. руб.	-9006,0	113761	99,5	107,6
Среднесуточный дебит скважин по нефти на скважину отработанную действующего фонда тн/сут	-0,1	0	95,7	100,0
Обводненность нефти (весовая) %	2,2	0,5	102,7	100,6
Коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин	-0,004	-0,006	99,58071	99,37238

Среднесуточный дебит скважин по нефти падает, но в 2008 году благодаря проводимым мероприятиям он остался на уровне предыдущего года.

Видно, что обводненность добываемой нефти растет (рис. 5), что оказывает отрицательное влияние на добычу нефти. По сравнению с 2000 годом обводненность нефти (весовая) увеличилась на 2,2%.

Рис. 5 Динамика обводненности нефти (весовая) %

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин уменьшается, что влечет за собой уменьшение добычи нефти.

Количество нефтяных скважин увеличивается равномерно (рис. 6) с каждым годом примерно на 29. Благодаря этому поддерживается уровень добычи нефти.

Рис. 6 Динамика количества скважин (скв.)

2.2 Анализ состояния системы ППД

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов. При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса. При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон. Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них. Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов. Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны. На Арланском месторождении в разные годы проводились крупные эксперименты по опытно-промышленному испытанию методов увеличения нефтеотдачи. Наиболее крупным из них была длительная закачка раствора ПАВ на Николо-Березовской площади. К сожалению, результат оказался отрицательным и эксперимент прекратили. К числу наиболее крупных относится также эксперимент по исследованию зависимости КИН от плотности сетки добывающих скважин на Новохазинской площади. Масштаб этих работ был уникальным. Полученные результаты однозначно доказали, что выработка запасов существенно определяется плотностью сетки. Кроме перечисленных экспериментов на месторождении в опытном и промышленном масштабах проводились работы по внутрипластовому горению (удалось организовать горение, но из-за наличия кислых продуктов результаты оказались отрицательными), интенсификации выработки недренируемых запасов маломощных пластов путем сокращения расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, полимерному заводнению, изменению направления фильтрации, закачке гелеобразующих композиций и др. Можно отметить, что разработка залежей среднего карбона и турнейского яруса до настоящего времени ведется бессистемно, так как собственной сетки скважин на эти объекты, так же как и системы поддержания пластового давления нет (кроме Вятской площади, на которой залежи каширо-подольского горизонта разбурены по собственной сетке скважин с применением заводнения). Разработка этих объектов в основном планируется за счет возвратного фонда. Всего пробурено около 9 тыс. скважин различного назначения. Обводненность продукции составляет 95 %. Добыча нефти снизилась до 4,2 млн. т/год. Из эксплуатации выведено более 1000 скважин. Отбор жидкости также снизился с 160 до 80 млн. т. За весь срок разработки добыто 457 млн. т нефти, в том числе 404,2 млн. т из ТТНК. Однако, несмотря на отдельные недостатки, разработка месторождения может быть оценена как удовлетворительная. Достигнутый КИН составляет 0,396, и состояние разработки позволяет надеяться, что утвержденный КИН будет достигнут. Технологическая схема ППД на Арланском УДНГ определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин. Можно выделить следующие принципиальные системы ППД Арланского УДНГ:

а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее;

б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции.

В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую. При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП. При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод. Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину. Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт. Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые. В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом. В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки. В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки. Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки. Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины. Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура. В последние годы на Арланском УДНГ получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.

3. Проектная часть

3.1 Новая техника и технология очистка сточных вод

Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040-1180 кг/м 3 , дисперсионные среды которых - высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод - капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 10-20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти - до 4-5 г/л, механических примесей - до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть-вода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с в утренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка. Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо - до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа. Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфатовосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа. Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются:

4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5;

Эти данные приведены из опыта применения ППД на Туймазинском месторождении и должны быть пересмотрены при организации ППД в других районах. На Туймазинском месторождении была апробирована химическая обработка пресной воды с целью удаления из нее солей и взвешенных частиц. Впоследствии отказались от многих процессов подготовки воды, считая их неоправданными. Однако, если для этого месторождения, имеющего высокую пористость и проницаемость пластов, отказ от подготовки воды по указанной выше технологии не вызывал значительных осложнений в работе системы, для других районов он мог оказаться неприемлемым. Затем началась закачка пластовых вод, которая потребовала своего подхода. Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д 1 Туймазинского нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью составляет 5,5…19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц – до 100 мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых). Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л. Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод. Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л). Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара. Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС. Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары. На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод. Выбор технологической схемы очистки стоков зависит от многих факторов: типа производства, исходного сырья, требований к качеству и объемов очищаемых сточных вод. Выбор очистных сооружений предусматривает комплексную оценку производственных условий: наличие имеющегося очистного оборудования, наличие производственных площадей для модернизации имеющегося и размещения нового оборудования, входящие и требуемые на выходе концентрации загрязняющих веществ и многое другое. Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды I в установке по подготовке сточных вод открытого типа, поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей II. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть III отводят по нефтесборной трубе и насосом 2 подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники 4, где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенных частиц или нейтрализации сточных вод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30-40 мг/л, а механических примесей - 20- 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины. Закачка воды в нагнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом случае сточная вода из камеры 6 насосом 8 направляется в попеременно работающие фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок (фракция 0,5-1,5 мм), антрацитовую крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после фильтра составляет 2-10 мг/л. Из фильтра очищенная вода V поступает в емкость 11, откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину. После 12-16 ч работы фильтр загрязняется и поток переключается в другой фильтр, а загрязненный фильтр переключают на промывку. Промывку фильтра проводят очищенной водой, забираемой насосом 13 из емкости 11 и прокачиваемой через фильтр в обратном направлении. Длительность промывки составляет 15 - 18 мин. Вода с промываемой грязью сбрасывается в илонакопитель 12. Установки по подготовке сточных вод закрытого типа предусматривают исключение контакта воды с кислородом воздуха для предотвращения окислительных реакций. По принципу действия установки закрытого типа подразделяются на отстойные, фильтра-ционные, флотационные и электрофлотационные.

Водонефтяная эмульсия I в установке по подготовке сточных вод закрытого типа, поступающая с промысла, смешивается с горячей пластовой водой VII, выводимой из отстойников или подогревателей-деэмульсаторов установки подготовки нефти и содержащей реагент-деэмульгатор, проходит каплеобразователь 1 и поступает в резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром 2, в котором осуществляется предварительный сброс воды. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя воды под слоем нефти. Водонефтяная эмульсия, изменившая свой тип с обратного на прямой в результате смешения с горячей водой с реагентом-деэмульгатором и турбулентного перемешивания в каплеобразователе, поступает в резервуар-отстойник 2 под слой воды через распределитель. Поднимаясь через жидкостный гидрофильный фильтр (слой воды) капли нефти освобождаются от эмульсионной воды. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2. Отделившаяся на этой стадии сточная вода III перетекает в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром 3. Этот резервуар-отстойник также выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя нефти над слоем воды. Сточная вода вводится через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (жидкостный гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз, освобождается от капелек нефти. Уловленная нефть V (ловушечная нефть) собирается в камере, выводится сверху резервуара-отстойника и направляется на установку подготовки нефти. На границе раздела нефть-вода может образовываться слой неразрушаемой эмульсии IV, которая периодически выводится и направляется также на установку подготовки нефти. Вода, прошедшая через слой нефти и освободившаяся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды. Все эти операции обеспечивают достаточно глубокую очистку пластовой воды от капельной нефти, и очищенная вода VI, пройдя емкость 4, насосом 5 закачивается в поглощающие или нагнетательные скважины. Основным аппаратом установок по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе фильтрации является коалесцирующий фильтр-отстойник типа ФЖ-2973 , разработанный институтом БашНИПИнефть. Сточная вода предварительно подвергается отстою в горизонтальном отстойнике, а затем через патрубок ввода 6 поступает в приемный отсек В фильтра-отстойника, расположенный в средней части корпуса 3. Из приемного отсека сточная вода через перфорированные перегородки 10 поступает в фильтрационные отсеки Б. Фильтрационные отсеки заполнены коалесцирующим фильтром 5, в качестве которого применяют гранулированный полиэтилен с размером гранул 4-5 мм. Полиэтилен обладает гидрофобным свойством: нефть смачивает его, а вода нет. Поэтому капли нефти, задерживаясь на поверхности гранул, сливаются (коалесцируют) и выходят из фильтрационных отсеков Б в отстойные отсеки А в укрупненном виде. По этой причине в отстойных отсеках происходит быстрое расслоение воды и капелек нефти и нефть выводится сверху через патрубки вывода нефти 1, а очищенная вода - через патрубки 7. Осаждающиеся в отстойных отсеках механические примеси выводятся через патрубки 8. Отстойные отсеки снабжены люками-лазами 2. Загрузка и выгрузка гранулированного полиэтилена в фильтрационные отсеки проводится через люки 4 и 9. При засорении гранулированного полиэтилена осуществляют его промывку подачей в очищенную воду 10-15% дисперсии керосина в течение 30 мин.

Технологическая схема установки по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе отстоя

Подготовка сточных вод, основанная на принципе флотации, осуществляется в резервуаре-флотаторе. Флотация - это процесс извлечения из жидкости мельчайших дисперсных частиц с помощью всплывающих в жидкости газовых пузырьков. В резервуаре-флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне 5 за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону. Давление насыщения воды газом - 0,3-0,6 МПа; количество выделенного газа из воды - 25 л/м 3 . Газонасыщенная вода через патрубок ввода 1 вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин. Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь зверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на по-зерхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в юльцевой желоб 4 для сбора нефти и выводится через патрубок 2. Вода из флотационной зоны 5 перетекает в отстойную зону 6, расположенную в кольцевом пространстве между корпусом 3 резервуара и флотационной зоной, где медленно опускается вниз. Дисперсные частицы, которые хорошо смачиваются водой, не захватываются пузырьками газа во флотационной зоне, а под действием силы тяжести осаждаются вниз во флотационной и отстойной зонах, откуда осадок выводится через соответствующие перфорированные трубы и патрубки 9 и 10. Очищенная вода выводится через кольцевой перфорированный коллектор и патрубок 8. Резервуар-флотатор герметизирован, поэтому выделяющийся из воды газ выводится сверху резервуара через патрубок 7. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор на очистку, должно быть: нефти - 300, механических примесей - до 300. Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти - 4-30, механических примесей - 10-30.

Электрофлотация - это флотация газом, образовавшимся в результате электролиза. При электролизе воды образуются пузырьки кислорода и водорода. Преимущество электрофлотации по сравнению с газовой флотацией - возможность получения при электролизе тонкодиспергированных пузырьков газа до 16 * 10 7 шт/(м 2 * мин), что приводит к быстрому осветлению нефтесодержащей воды. Сущность электрофлотационного способа очистки сточных вод включается в следующем. В технологической емкости устанавливают электроды и пропускают постоянный электрический ток. В результате электролиза на электродах выделяются газовые пузырьки, которые поднимаются вверх, пронизывая слой обрабатываемой нефтесодержащей воды. При движении в сточной воде пузырьки сталкиваются с дисперсными частицами, взвешенными в воде, прилипают к ним и флотируют их. Таким образом, дисперсные частицы собираются в верхней части сосуда в виде пены, которую удаляют с помощью скребкового транспортера. Очищенная вода выводится через патрубок, расположенный внизу аппарата. На процесс очистки сточных вод методом электрофлотации существенное влияние оказывает расположение электродов. Рекомендуется располагать один электрод в нижней части аппарата так, чтобы он по возможности закрывал все дно. Это необходимо для того, чтобы пузырьки, выделяющиеся при электролизе на этом электроде, пронизывали весь объем обрабатываемой воды и обеспечивали флотацию дисперсных частиц. Второй электрод закрепляют в вертикальном положении, так чтобы он не препятствовал флотации дисперсных частиц. Электроды выполняют в виде пластин, решеток, можно использовать подвижные электроды с целью регулирования расстояния. между ними. Для повышения эффективности процессов флотации и электрофлотации в обрабатываемую сточную воду вводят химические реагенты, которые по механизму действия на дисперсные частицы подразделяются на две группы: коагулянты и флокулянты. Коагулянты - это электролиты, добавление которых в сточную воду приводит к объединению мельчайших дисперсных частиц в достаточно крупные соединения с последующим их осаждением. Механизм действия такого коагулянта, как сернокислый алюминий, заключается в следующем. При растворении сернокислого алюминия происходит его гидролиз:

Аl 2 (SO 4) 3 « 2AI 3+ + 3SO 4 2- ,

Аl 3+ + ЗН 2 О « Аl (ОН)з + ЗН+.

Образующаяся при этом гидроокись алюминия представляет собой хлопьевидный студенистый осадок, который, оседая, увлекает за собой дисперсные частицы (нефть и механические примеси). Так как этот процесс проходит активно в щелочной среде, то одновременно с коагулянтом добавляют аммиачную воду или известковое молоко (получаемое гашением извести). Кроме сернокислого алюминия, коагулянтами также являются хлорное железо, железный купорос. Флокулянты - это высокомолекулярные водорастворимые полиэлектролиты. Механизм их действия заключается в том, что длинные цепи молекул полиэлектролита адсорбируются своими активными центрами (гидрофильными группами) на поверхности дисперсных частиц, что приводит к хлопьеобразованию (флокуляции). В отличие от коагуляции при флокуляции дисперсные частицы не контактируют друг с другом, а разделены мостиком из молекулярной цепи флокулянта. В качестве флокулянта используется водорас творимый полимер полиакриламид (ПАА). Эффективность коагулянтов и флокулянтов существенно возрастает при их совместном применении в процессе очистки сточных вод. При этом дозировка флокулянтов в десятки или даже в сотни раз меньше, чем коагулянтов.

3.2 Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт

На многих многопластовых месторождениях Арланского УДНГ и на одну нагнетательную скважину приходится более двух уже вскрытых (перфорированных) эксплуатационных объектов. Это делалось для поддержания пластового давления (объемов закачки воды) при ограничении капитальных вложений на строительство новых нагнетательных скважин. Известно, что совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к быстрому обводнению залежей, низкому охвату их воздействием и образованию водяных блокад отдельных невыработанных зон. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и как следствие возрастают объем попутно добываемой воды и затраты на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика совместной закачки воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических закачках воды в каждый из пластов. Противоречие «экономических соображений» и охраны недр при выборе эксплуатационных объектов уже сейчас можно урегулировать, если использовать технологию одновременно - раздельной закачки воды в несколько эксплуатационных объектов через одну скважину. Данная технология является частью технологии одновременно раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, предложенной НИИ «УралГеоТех» и НИИ «Башнефть». Главной отличительной особенностью данной технологии являются: поочередный спуск секций пластов, проверка герметичности пакера (снизу и сверху) для каждой последующей секции, соответствующей интервалу, на который нужно и можно создавать дифференцированную репрессию. Это позволит предупредить перетоки как между выбранными интервалами – пластами через пакер в момент закачки (при различных репрессиях для разных интервалов), так и через колонну труб в момент остановки, несмотря даже на существенное различие в пластовых давлениях, а также гарантировать надежное извлечение многопакерной установки из скважины для ревизии или ремонта. Данная технология позволяет исследовать отдельно каждый из выделенных интервалов и устанавливать для них оптимальное значение репрессии с учетом существующих ограничений. Для реализации технологии используется скважинная установка, состоящая из колонны труб с несколькими пакерами, количество которых совпадает с количеством секций, причем каждая секция включает, по меньшей мере, одну скважинную камеру с клапаном, регулирующим поток. При этом один или несколько пакеров сверху оснащены разъединителем колонны труб без или с термокомпенсатором, или отдельным телескопическим соединением для раздельного спуска и извлечения каждой секции из скважины, а также снятия напряжения колонны труб. На рис.1 приведена схема компоновки для закачки воды по трем эксплуатационным объектам (изолированным пластам). В правилах разработки нефтяных и газонефтяных месторождений под эксплуатационным объектом понимают «продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин» не исключающей ее совмещения с другими объектами, но имеющих индивидуальную систему воздействия, обеспечивающую дифференцированное управление фильтрационными потоками (полем пластовых давлений)». Если через одну нагнетательную скважину воздействуют на два неоднородных и гидравлически изолированных пласта двумя различными репрессиями, а со стороны добывающих скважин на те же пласты также создают совершенно независимые значения депрессий, то эти пласты следует рассматривать как отдельные эксплуатационные объекты разработки.

Рис. 7 Схема подземной компоновки ОРЗ нагнетательной скважины

И наоборот, если при совместной эксплуатации нескольких пластов некоторые из этих пластов вообще не охвачены воздействием, например из-за низкой проницаемости или из-за невозможности создать на них предельный градиент давления, то вряд ли их можно относить к эксплуатационным объектам, так как в этом случае они ничем не отличаются от неперфорированных пластов. Самостоятельная сетка скважин на уровне каждого объекта нужна исключительно для обеспечения оптимального поля пластовых давлений, адаптированного к конкретным геолого-технологическим условиям выделенного объекта. При технологии одновременно раздельной разработки нескольких объектов это возможно обеспечить с помощью совмещенной для них сеткой скважин. В настоящее время проведена работа для нагнетательных скважин с четырьмя изолированными интервалами пластов, но существует принципиальная и техническая возможность значительно увеличить количество таких интервалов (объектов). Успешное внедрение данной технологии возможно на нагнетательных скважинах, имеющих открытый ствол до продуктивных пластов, что позволяет изменять режимы закачки воды в каждый из интервалов (пласт) путем смены регулирующих клапанов или штуцеров с помощью канатной техники и специальных инструментов. При использовании данной технологии можно контролировать закачку воды в каждый объект и оптимально регулировать процессы разработки – дифференцированно воздействовать на отдельные пласты за счет оперативного (сменой устьевого регуляторов или забойных регуляторов в соответствующих секциях) изменения режимов каждого из пластов скважины в широком диапазоне, что в конечном итоге позволит увеличить коэффициент нефтеотдачи. Данная технология позволяет оптимизировать репрессии, изменять направления фильтрации, производить нестационарное заводнение даже в зимний период. Таким образом, на многопластовых месторождениях необходимо проводить широкомасштабное внедрение технологии ОРРНЭО с целью обеспечения дифференцированного воздействия на различные эксплуатационные объекты (интервалы и/или участки пласта). В настоящее время проведена работа для нагнетательных скважин с четырьмя изолированными интервалами пластов, но существует принципиальная и техническая возможность значительно увеличить количество таких интервалов (объектов). Диаметр колонны труб и типоразмеры регулирующего клапана для каждой секции выбирают с помощью программного комплекса Уральского филиала НИИ «Башкиргаз» SANDOR в зависимости от геолого-промысловых характеристик соответствующих им эксплуатационных объектов. Каждую последующую секцию спускают на колонне технологических труб, а верхнюю секцию - на колонне фондовых труб. Специализированное оборудование для реализации технологии ОРРНЭО разрабатывает ООО НТП «Нефтегазтехника» г. Уфа. Остановимся подробнее на отдельных разработках. Разъединитель колонны типа РКГ, РКМ, РКШ. Разъединитель колонны предназначен для отсоединения (гидравлическим воздействием – РКГ или механически РКМ, РКШ) и последующего соединения (автоматически - гидравлическим или механическим воздействием) колонны НКТ с установленным в скважине пакером, а также для компенсации изменения длины колонны НКТ при термобарических условиях (рис.8) Пакер типа ПДШ. Главное преимущество данного пакера - повышение его герметичности, а также надежности извлечения из скважины. При этом сокращается количество спуско-подъемных операций и аварий при эксплуатации многопакерной установки. Пакер включает сверху якорь, срабатывающий как от трубного, так и от забойного давления, что повышает надежность пакера как при посадке, так и при его эксплуатации. Также пакер имеет снизу заякоривающее устройство «конус – плашек», освобождающееся как от натяга (8 – 12 тн) колонны труб, так и без натяга, путем перемещения (механическим или гидравлическим путем) скользящей втулки в стволе, не срезая при этом срезных винтов плашкодержателя.

Рис.8 Разъединитель колонны РКШ

Забойный регулятор типа 5 РД. Данный регулятор позволяет в зависимости от параметров пласта поддерживать заданное забойное давление или заданный расход воды в процессе закачки даже при изменении пластового давления и коэффициента приемистости. Устьевой регулятор типа 5 РР. Данный регулятор в отличие от традиционно используемых устьевых штуцеров позволяет оперативно изменять и поддерживать заданные значения устьевого давления, в частности при исследовании пластов. Эффективность технологии одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов на нагнетательных скважинах была проверена на следующих многопластовых месторождениях: Ванъеганском, Ай-Еганском, Приобском, Тарасовском, Барсуковском, Южно-Тарасовском, Фестивальном, Восточно-Ягтинском, Южно-Харампурском и других. Экономический эффект указанной технологии в основном выражается в дополнительной добыче нефти или сокращении капитальных вложений на бурение дополнительных скважин. Технология позволяет по сравнению с раздельной эксплуатацией нескольких пластов:

Сократить капитальные вложения на бурение скважин (в 2-3 раза);

Снизить эксплуатационные расходы (переменные затраты) (на 20-40%);

Уменьшить срок освоения многопластового месторождения (на 30%);

Увеличить рентабельный срок разработки обводненных и загазованных пластов продлением их эксплуатации с подключением дополнительных объектов;

Увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет увеличения срока их рентабельной разработки;

Уменьшить вероятность замерзания фонтанной арматуры и выкидных коллекторов нагнетательных скважин из-за низкой проницаемости пласта;

Повысить эффективность использования скважин и скважинного оборудования;

Уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны.

По сравнению с совместной эксплуатацией нескольких пластов технология позволяет:

Увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет разукрупнения объектов разной проницаемости и разной насыщенности и повышения степени охвата их заводнением;

Увеличить добычу нефти на 30-40 % за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов;

Обеспечить учет закачиваемой воды (агент) в каждый из пластов;

Предупредить межпластовые перетоки по стволу скважины в момент ее остановки и при малых репрессиях;

Повысить эффективность методов повышения нефтеотдачи за счет использования одной скважины одновременно для ППД и селективной закачки агента для выравнивания профиля приемистости;

Нестационарно воздействовать на пласты, изменяя их режимы;

Обеспечить повышенные репрессии на низкопроницаемые нефтенасыщенные пласты с одновременнымограничением закачки воды в высокопроницаемые пласты;

Регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, оперативно управляя полем пластовых давлений;

Уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны;

Исследовать и контролировать разработку отдельных пластов. В настоящее время технология успешно внедрена на 37 нагнетательных скважинах, в том числе на 12 с 3-мя пластами и на 25 с 2-мя пластами. Технология наиболее эффективно реализуется на газлифтных и нагнетательных скважинах.

4. Расчетная часть

4.1 Расчет времени разработки нефтяной залежи

В связи с этим, одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко. При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруговодонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта

· - запас упругой энергии залежи;

· - коэффициент упругоемкости пласта;

· - объем пласта;

· - снижение давления,

· - пористость;

· - коэффициент сжимаемости жидкости (нефти);

· - коэффициент сжимаемости среды (породы);

· - начальное среднее пластовое давление;

· - текущее среднее пластовое давление.

Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с , можно убедиться в наличии еще в залежи упругой энергии или в необходимости внедрения методов поддержания давления. Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки. Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования. Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область. Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости. Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины:

· - утечки закачиваемой воды в законтурную область;

· - средняя проницаемость пласта;

· - толщина пласта;

· - вязкость воды;

· - поправочный коэффициент, определяется в период пробной эксплуатации;

· - давление на линии нагнетания;

· - начальное пластовое давление;

· - безразмерная закачка на момент времени t, определяется по таблице 1.

· - безразмерное время, ;

· - радиус укрупненной скважины;

· - коэффициент пьезопроводности.

4.2 Расчет процесса закачки тех. жидкостей в скважины

Суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин, по месторождению и его объектам определяется как сумма количеств закачиваемой воды по отдельным скважинам. Распределение закачки при внутриконтурном заводнении между соседними площадями или блоками разработки производится в соответствии с темпами отбора жидкости или в соответствии со средней гидропроводностью смежных площадей или блоков разработки. Распределение объемов закачиваемой воды в скважинах разрезающих рядов между соседними площадями рекомендуется проводить с учетом отборов жидкости и изменения пластового давления за анализируемый период на этих площадях по формуле:

· - объем закачки за анализируемый период (можно по годам или еще дробнее);

· - отбор жидкости за анализируемый период с половины площади, примыкающей к ряду нагнетательных скважин;

· - коэффициент упругоемкости пласта на прилегающей площади;

· - изменение пластового давления на прилегающей площади за анализируемый период;

· - объем пласта в пределах прилегающей площади;

· - потери закачки (утечки в другие пласты из-за негерметичности колонны, потери на поверхности и др.).

Так же как и при распределении добычи нефти и жидкости, наибольшую сложность и условность представляет собой распределение закачки между пластами многопластового месторождения с использованием данных расходометрии. Более простой способ заключается в распределении закачки пропорционально накопленной добыче жидкости пластов. Количественное определение эффективности ГМПН пластов, т.е. добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта. Базовый вариант - это вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый ГМПН пластов. Эффект от гидродинамического воздействия за данный интервал времени определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту. Прогноз показателей разработки базового варианта (добыча нефти, жидкости, обводненность, количество скважин, перепадов давлений и др.) должен производиться на срок от одного до шести лет, в зависимости от применяемой технологии воздействия. Добычу нефти (технологическая эффективность) за счет ГМПН пластов желательно определять ежеквартально. В случаях, когда прирост добычи нефти за квартал окажется незначительным по сравнению с общей добычей нефти из объекта воздействия, квартальная эффективность оценивается как четвертая часть годового эффекта. Эффективность ГМПН пластов должна определяться в целом по объекту воздействия. В случаях, когда эффект определяется по отдельным скважинам («скважинным» характеристикам), должен быть учтен эффект взаимовлияния скважин. Выделение расчетных объектов гидродинамического воздействия для определения эффективности ГМПН должно основываться на результатах детального геолого-промыслового анализа разработки продуктивных пластов. Если такие участки ранее не были выделены, их границы устанавливаются на основании геолого-промысловых материалов, подсчитываются балансовые запасы на этих участках, определяется степень и характер выработки запасов нефти из них. На объектах гидродинамического воздействия обычно применяется несколько ГМПН одновременно или со смещением во времени. В эти случаях определяется общая технологическая эффективность всех методов воздействия. Выделение эффекта от каждого вида гидродинамического воздействия может производиться условно с учетом степени воздействия и реализации. Величина прироста конечной нефтеотдачи за счет методов гидродинамического воздействия определяется объемом дополнительно вовлекаемых в разработку балансовых запасов нефти. Применение гидродинамических методов воздействия, относящихся к первой группе, приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти (если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку слабодренируемые запасы нефти). К увеличению конечной нефтеотдачи ведет, в частности, форсированный отбор жидкости вследствие повышения предела рентабельности эксплуатации скважин по обводненности продукции. Методы второй группы направлены, в основном, на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти из недр. При выборе и обосновании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов должны учитываться технические возможности наземного и подземного оборудования (конструкция скважин, устьевое оборудование, поверхностное обустройство, способы эксплуатации скважин, производительность насосных установок и др.). Виды, объемы внедрения и ожидаемая эффективность обосновываются в технологических схемах, проектах разработки и доразработки нефтяных месторождений, а также в работах по текущему геолого-промысловому анализу и по резу Характеристики вытеснения могут применяться для оценки эффективности практически всех методов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты, за исключением, возможно, подгазовых зон газонефтяных объектов разработки. Следует иметь в виду, что изменение формы характеристики вытеснения может быть связано как с вовлечением в активную разработку недренируемых или слабодренируемых запасов нефти (в тупиковых зонах, отдельных прослоях, линзах и т.д.), так и с перераспределением отборов жидкости и закачки воды по скважинам, т.е. гидродинамическое воздействие может оказывать влияние как на конечную, так и на текущую нефтеотдачу. Поэтому при оценке технологической эффективности мероприятий следует использовать результаты текущего геолого-промыслового анализа с целью определения дополнительно вводимых в разработку запасов нефти в результате изменения систем воздействия, бурения самостоятельных скважин на отдельные прослои, линзы, тупиковые и слабодренируемые зоны. Поскольку величины запасов нефти в этих зонах обычно невелики по сравнению с общими запасами нефти объекта разработки, влияние ввода их в активную разработку может оказаться слабо заметным на форме характеристики вытеснения. В этих случаях объемы добычи нефти, полученные из дополнительно введенных в разработку балансовых запасов нефти, должны определяться отдельно и целиком относиться к методу гидродинамического воздействия. Использование характеристик вытеснения по отдельным скважинам для оценки эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи является весьма условным из-за существенных изменений режима работы каждой из них в течение периода эксплуатации и взаимовлияния работы окружающих скважин. В связи с этим использование скважинных характеристик вытеснения для оценки технологической эффективности гидродинамического воздействия не рекомендуется. Для методов гидродинамического воздействия, предусматривающих вовлечение в активную разработку недренируемых запасов нефти, в начальный период разработки объекта рекомендуется применение дифференциальных характеристик вытеснения ввиду низкой обводненности продукции. Для определения количественной эффективности гидродинамических методов увеличения текущей и конечной нефтеотдачи могут использоваться характеристики вытеснения различного вида, основными из которых являются следующие:

1. (предложена Назаровым С.Н. и Сипачевым Н.В.)

2. (предложена Камбаровым Г.С. и др.)

3. (предложена Пирвердяном A.M. и др.)

4. (предложена Казаковым А.А.)

5. (предложена Черепахиным Н.А. и Мовмыгой Г.Т.)

6. (предложена Сазоновым Б.Ф.)

7. (предложена Максимовым М.И.)

8. (предложена Гарбом Ф.А. и Циммерманом Э.Х.)

9. (предложена Французским институтом)

10.

13.

14. ,

· - накопленная с начала разработки добыча нефти, воды, жидкости соответственно;

· - добыча нефти, воды, жидкости по годам разработки соответственно;

· - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных;

· - среднегодовая доля нефти в добываемой жидкости;

· - годовая добыча нефти за первый год рассматриваемого периода;

· - время, годы;

· - балансовые запасы нефти в пластовых условиях;

· - коэффициент извлечения нефти.

Интегральные характеристики вытеснения видов (2), (3), (6), (13) и дифференциальные характеристики вытеснения видов (10), (11), (12) и (14) являются наиболее простыми и удобными при «ручной» обработке данных для определения эффективности гидродинамического воздействия. Остальные виды характеристик вытеснения при «ручной» обработке фактических данных для количественной оценки эффекта от ГМПН требуют гораздо больших объемов вычислений или использования методов подбора различных величин и коэффициентов.

В этих случаях рекомендуется «машинная» обработка исходных данных с использованием ЭВМ, для чего необходимо составить для компьютера программу для выбора наилучшего вида характеристики вытеснения. Дифференциальные характеристики вытеснения вида (11) и (12) для построения базового варианта и определения эффективности гидродинамического воздействия рекомендуется применять в период безводной добычи нефти. Коэффициенты и для этих характеристик вытеснения целесообразно определять с учетом сложившегося коэффициента падения дебитов нефти по рассматриваемому объекту до начала гидродинамического воздействия. В некоторых случаях коэффициент для характеристики вытеснения вида (11) определяется как отношение средней начальной годовой добычи нефти одной скважины к извлекаемым запасам нефти на одну скважину. Физически содержательная математическая модель (геолого-технологическая модель) процесса разработки пласта представляет собой систему дифференциальных уравнений, отражающих фундаментальные законы сохранения массы, импульса, энергии, которые с наибольшей полнотой на сегодня описывают изучаемый процесс. Система уравнений дополняется начальными и граничными условиями, включающими управляющие воздействия на скважинах. Особо следует отметить, что система уравнений с дополнительными условиями описывает фильтрационный процесс в области, которая, в свою очередь, является моделью реального геологического объекта, отличающегося, как правило, сложным строением. Эту модель называют геолого-математической моделью объекта разработки.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия

На предприятиях нефтепродуктообеспечения проводятся операции по хранению, отпуску и приему нефтепродуктов, многие из которых токсичны, хорошо испаряются, способны электризоваться, пожаро- и взрывоопасны. При работе на предприятиях отрасли возможны следующие основные опасности: возникновение пожара и взрыва при разгерметизации технологического оборудования или трубопроводов, а также при нарушении правил их безопасной эксплуатации и ремонта; отравление работников вследствие токсичности многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов; травмирование работников вращающимися и движущимися частями насосов, компрессоров и других механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждения; поражение электрическим током в случае нарушения изоляции токоведущих частей электрооборудования, неисправности заземления, неприменения средств индивидуальной защиты; повышенная или пониженная температура поверхности оборудования или воздуха рабочей зоны; повышенный уровень вибрации; недостаточная освещенность рабочей зоны; возможность падения при обслуживании оборудования, расположенного на высоте. При обслуживании оборудования и проведении его ремонта запрещается: применение открытого огня для подогрева нефтепродуктов, отогревания арматуры и т. п.; эксплуатация неисправного оборудования; эксплуатация и ремонт оборудования, трубопроводов и арматуры с нарушением правил техники безопасности, при наличии утечек нефтепродуктов через неплотности в соединениях и уплотнениях или в результате износа металла; применение для открытия и закрытия запорной арматуры каких-либо рычагов (ломов, труб и т. п.); ремонт электрооборудования, не отключенного от электросети; чистка оборудования и деталей машин горючими легковоспламеняющимися жидкостями; работа без соответствующих индивидуальных средств защиты и спецодежды. При разливе нефтепродуктов место разлива следует засыпать песком с последующим удалением его в безопасное место. При необходимости убрать загрязненный нефтепродуктами грунт. В помещениях, где произошел разлив производится дегазация дихлорамином (3%-ный раствор в воде) или хлорной известью в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на две-пять частей воды). Во избежание воспламенения запрещается дегазация сухой хлорной известью. Курение на территории и в производственных помещениях предприятия запрещается за исключением специально отведенных для этого мест (по согласованию с пожарной охраной), где вывешиваются надписи "Место для курения". Подъезды к пожарным гидрантам и другим источникам водоснабжения должны быть всегда свободными для беспрепятственного проезда пожарных машин. В зимнее время необходимо: очищать от снега и льда, посыпать песком, чтобы исключить скольжение: настилы, лестницы, переходы, тротуары, пешеходные дорожки и дороги; своевременно удалять сосульки и корки льда, образующиеся на оборудовании, крышах зданий, металлоконструкциях.

5.2 Охра недр и окружающей среды

Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и поступали. Совсем недавние отголоски интенсивных нефтяных разработок произошли в Татарии, где в апреле 1989 г. было зарегистрировано землетрясение силой до 6 баллов (г. Менделеевск). По мнению местных специалистов, существует прямая зависимость между усилением откачки нефти из недр и активизацией мелких землетрясений. Зафиксированы случаи обрыва стволов скважин, смятие колонн. Подземные толчки в этом районе особенно настораживают, ведь здесь сооружается Татарская АЭС. Во всех этих случаях одной из действенных мер также является нагнетание в продуктивный пласт воды, компенсирующей отбор нефти. Начав эксплуатацию месторождений нефти и газа, человек, сам того не подозревая, выпустил джина из бутылки. Поначалу казалось, что нефть приносит людям только выгоду, но постепенно выяснилось, что использование ее имеет и оборотную сторону. Нефтяное загрязнение создает новую экологическую обстановку, что приводит к глубокому изменению всех звеньев естественных биоценозов или их полной трансформации. Общая особенность всех нефтезагрязненных почв - изменение численности и ограничение видового разнообразия педобионтов (почвенной мезо- и микрофауны и микрофлоры). Происходит массовая гибель почвенной мезофауны: через три дня после аварии большинство видов почвенных животных полностью исчезает или составляет не более 1% контроля. Наиболее токсичными для них оказываются легкие фракции нефти. Комплекс почвенных микроорганизмов после кратковременного ингибирования отвечает на нефтяное загрязнение повышением валовой численности и усилением активности. Прежде всего это относится к углеводородоокисляющим бактериям, количество которых резко возрастает относительно незагрязненных почв. Развиваются “специализированные “ группы, участвующие на разных этапах в утилизации УВ. Максимум численности микроорганизмов соответствует горизонтам ферментации и снижается в них по профилю почв по мере уменьшения концентраций УВ. Основной “ взрыв “ микробиологической активности падает на второй этап естественной деградации нефти. В процессе разложения нефти в почвах общее количество микроорганизмов приближается к фоновым значениям, но численность нефтеокисляющих бактерий еще долгое время превышает те же группы в незагрязненных почвах (южная тайга 10 - 20 лет). Изменение экологической обстановки приводит к подавлению фотосинтезирующей активности растительных организмов. Прежде всего это сказывается на развитии почвенных водорослей: от их частичного угнетения и замены одних групп другими до выпадения отдельных групп или полной гибели всей альгофлоры. Особенно значительно ингибирует развитие водорослей сырая нефть и минеральные воды. Изменяются фотосинтезирующие функции высших растений, в частности злаков. Эксперименты показали, что в условиях южной тайги при высоких дозах загрязнения - более 20 л/м 2 растения и через год не могут нормально развиваться на загрязненных почвах. Исследования показали, что в загрязненный почвах снижается активность большинства почвенных ферментов (Н. М. Исмаилов, Ю. И. Пиковский 2008 г.). При любом уровне загрязнения ингибируются гидролазы, протеазы, нитратредуктазы, дегидрогеназы почв, несколько повышается уреазная и каталазная активности почв. Дыхание почв также чутко реагирует на нефтяное загрязнение. Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. В нашей стране такая система впервые была создана в 70-х гг. и применена в районах Западной Сибири. Потребовалось создать новую унифицированную технологию добычи нефти. Раньше, например, на промыслах не умели транспортировать нефть и попутный газ совместно по одной системе трубопроводов. С этой целью сооружались специальные нефтяные и газовые коммуникации с большим количеством объектов, рассредоточенных на обширных территориях. Промыслы состояли из сотен объектов, причем в каждом нефтяном районе их строили по-своему, это не позволяло связать их единой системой телеуправления. Естественно, что при такой технологии добычи и транспорта много продукта терялось за счет испарения и утечки. Специалистам удалось, используя энергию недр и глубинных насосов, обеспечить подачу нефти от скважины к центральным нефтесборным пунктам без промежуточных технологических операций. Число промысловых объектов сократилось в 12-15 раз. По пути герметизации систем сбора, транспорта и подготовки нефти идут и другие крупные нефтедобывающие страны земного шара.

Заключение

В курсовом проекте рассмотрены актуальные проблемы разработки нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений Закачиваемая в пласт вода не может рассматриваться в виде виртуальной жидкости, неспособной существенно изменить, например, проницаемость пласта и используемой только в качестве средства поддержания пластового давления (ППД). Вода является важнейшим вытесняющим, замещающим нефть агентом. В связи с этим с новых позиций рассмотрены вопросы качества закачиваемой воды и ее соответствие коллекторским свойствам пласта. Последнее особенно важно при разработке месторождений и пластов с ухудшенными коллекторскими параметрами, в которых содержатся значительные запасы нефти, которые пока не могут быть вытеснены обычно применяемой водой. Рассмотрены причины самокольматации пористой среды, современные требования к системе ППД, методы и новые технологии очистки закачиваемых вод. Показана целесообразность очистки воды по каскадной технологии, обеспечивающей максимальный эффект при минимальных затратах.

Список используемой литературы

1. А.А.Газизов, А.Ш.Газизов (ОАО «НИИнефтепромхим»), А.И.Никифоров (Институт механики и машиностроения КНЦ РАН) Об одном критерии эффективности разработки нефтяной залежи заводнением

2. А.Х. Шахвердиев (ОАО “ВНИИнефть”) Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий

3. В.Г.Пантелеев, В.П. Родионов (БашНИПИнефть) Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от скорости движения жидкостей в поровом пространстве карбонатов башкирского яруса

4. В.И.Грайфер, В.Д.Лысенко (АО “РИТЭК”) О повышении эффективности разработки месторождений при применения химических реагентов

5. Е.В. Лозин, Э.М. Тимашев, Р.Н. Еникеев, В.М. Сидорович (БашНИПИнефть) Регламентирование геолого-промысловых, гидродинамических и геофизических исследований для контроля разработки месторождений

6. Е.Н. Сафонов, И.А. Исхаков, К.Х. Гайнуллин(АНК “Башнефть”), Е.В. Лозин, Р.Х. Алмаев (БашНИПИнефть) Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана

7. Е.С. Макарова, Г.Г.Саркисов (Roxar Software Solutions, Москва) Основные этапы трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов

8. З.М. Хусаинов (НГДУ “Нижнесортымскнефть”), Р.Х. Хазипов (ООО “НПП”Биоцид”), А.И. Шешуков (СургутНИПИнефть) Эффективная технология повышения нефтеотдачи пластов

9. Л.Н. Васильева, Ю.Н. Крашенинников, Е.В. Лозин (БашНИПИнефть) Оценка влияния уплотнения сетки скважин на опытных участках Новохазинской площади

10. Л.С.Каплан (Октябрьский филиал УГНТУ) Совершенствование технологии закачки воды в пласт

11. Н.И. Хисамутдинов (НПО “Нефтегазтехнология”) Совершенствование методов решения инженерных задач в добыче нефти для поздней стадии разработки

12. Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров (НПО “Нефтегазтехнология”), Р.С. Нурмухаметов, Р.К. Ишкаев (ОАО “Татнефть”) Моделирование фильтрации жидкости в пласте с высокопроницаемыми включениями

13. Р.Г. Сарваретдинов Р.Х. Гильманова, Р.С. Хисамов, Н.З. Ахметов, С.А. Яковлев (НПО “Нефтегазтехнология”, ОАО “Татнефть”) Формирование базы данных для разработки геолого-технических мероприятий оптимизации добычи нефти

14. Ю.П.Коноплев, Б.А.Тюнькин (ПечорНИПИнефть) Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений

15. Ю.Х. Ширяев, Г.Г. Даниленко, Н.С. Галицина (ООО “КАМА-НЕФТЬ”), А.В. Распопов, Т.П. Михеева (ООО “ПермНИПИнефть”) Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов

Метод традиционного 9обычного) заводнения достаточно эффективен и обычно применяется для разработки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30 - 40 , при проницаемости пластов более . В последние годы в связи с вводом в разработку многих менее продуктивных залежей заводнение проектируют для залежей с проницаемостью и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50 – 60 . при этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия.

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водо-газонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

В основе выбора системы заводнения лежит петрофизический анализ пород-коллекторов, определение фильтрационных параметров керна, специальные экспериментальные и теоретические исследования, целесообразность воздействия на пласт и метод воздействия на пласт, плотность сетки скважин. Существуют несколько видов систем заводнения.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности, по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширене залежи (до 4 – 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 – 0,5 и более) , сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60-65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной воды. Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа на газовой шапки. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре – пять добывающих скважин. (по Кудинову – Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 400 – 800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.)

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины распологаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурноет заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному. (Дополнения из к. Кудинова - Приконтурное заводнение применяется: - на небольших по размерам залежах; при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью; с целью интенсификации процесса добычи нефти, т.к. фильтрационные сопротивления между нагнетательными и добывающими скважинами сокрощаются за счет их сближения. В то же время вероятность образования языков обводнения и неконтролируемых прорывов воды к отдельным нефтедобывающим скважинам увеличивается.)

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти. Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением. Например, при центральном заводнении в центре нефтяной залежи бурят батарею или кольцевой ряд нагнетательных скважин. В тех случаях, когда проницаемость пород в периферийных участках нефтяной залежи значительно снижается, тогда возможно применять осевое заводнение, когда нагнетательные скважины бурятся вдоль оси складки.

В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.

Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадной заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются.

При пятиточечной схеме на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме – две добывающие, а при девятиточечной – три добывающие скважины. Так как нагнетательные скважины не дают продукцию, то девятиточечная схема как бы наиболее экономичная, но интенсивность воздействия на залежь при этом значительно меньше и вероятность появления целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины намного больше. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.

(это было по Кудинову).

Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями , экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.

Законтурное заводнение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю - законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурного, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрезающих рядов эксплуатируются на нефти «через одну» для формирования фронта вытеснения, т. е. полосы водонасыщенной части пласта.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органически целое.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяется влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

При достаточно детальной геологической изученности объекта разработки очаговое заводнение может применяться и как самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки месторождения и в известном смысле является средством регулирования процесса вытеснения.

Избирательную систему заводнения применяют, как и очаговую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллекторов. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин определяют с учетом детального изучения геологических условий, распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой и свести до минимума влияние неоднородности и линзовидности пласта на полноту выработки и конечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора. Это осложняет систему водоснабжения нагнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта и результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, также линейные (рис.). Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2s н = 2 s д = 2s. Если 2L = 2s, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1: 1) . Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3: 1) , так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2: 1. При разбуривании площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом

меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше.

Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Исторически сложилось так, что площадное заводнение использовали на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти. Однако система площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности пласта.

Необходимо заметить, что перечисленные схемы размещения скважин могут применяться не только при закачке воды, но и при закачке газа или при проталкивании газом или водой различных растворителей в виде оторочек. Однако масштабы применения других методов воздействия, по сравнению с закачкой воды, настолько малы, что приходится говорить главным образом о размещении скважин при заводнении.

Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы в зоне замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.

В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за дебитом нефтедобывающих скважин по нефти, процентом обводненности нефти, газовым фактором, выносом песка, изменением забойного и пластового давления. Ежедневно контролируют приемистость водонагнетательных скважин, давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.

На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.

При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважиньг. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.

По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.

Для определения полноты выработки продуктивных пластов между нефтяными и нагнетательными рядами скважин бурят оценочные скважины со сплошным отбором керна из продуктивного пласта, по которому в лабораторных условиях определяют промытость пород водой, т. е. остаточную нефтеносность. Затем эти скважины используют в качестве контрольных, обоудовав специальными приборами, называемыми пьезографами, или периодически замеряют забойные давления в них.

Для выявления зон слабой или улучшенной проницаемости отдельных участков пластов проводят гидродинамические исследования скважин на взаимодействие. В случае плохой проницаемости на этих участках бурят новые нефтяные или нагнетательные скважины, что обеспечивает большую полноту отбора нефти.

За скоростью продвижения контуров нефтеносности можно следить по изменению коэффициентов светопоглощений нефти kсп и по кривым восстановления забойного давления. За единицу kсп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, при проникновении света через 1 см слоя которого интенсивность светового потока уменьшается в е (2,718) раз. Установлено, что kсп чувствителен к изменению в нефти концентрации окрашенных веществ-смол, асфальтенов. Поскольку содержание смол и асфальтенов в нефти больше в зонах, расположенных ближе к контуру нефтеносности, то по увеличению во времени kсп нефтей, извлеченных из внутриконтурных скважин, можно определить скорость движения нефти по каждому участку пласта.

На основе результатов всех перечисленных исследований строят фактические графики основных показателей разработки пласта, которые позволяют следить за отборами нефти и воды из пласта, закачкой воды или газа в пласт, изменением пластового давления и газового фактора. При отставании фактических показателей от проектных проводят те или другие мероприятия с целью регулирования разработки и достижения проектных показателей.

Приемистость водонагнетательной скважины (в ) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.

Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:

Требования к генеральному плану

Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.

Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.

Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка" во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.

Куст скважин

Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор - до 200 .

В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:

• приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
• замерные установки;
• блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
• блоки газораспределительные и водораспределительные;
• блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
• станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
• фундаменты под станки-качалки;
• трансформаторные подстанции;
• площадки под ремонтный агрегат;
• емкость-сборник и технологические трубопроводы.

В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.

Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.

Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:

• герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;
• отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;
• замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;
• предварительное обезвоживание нефти.

Рис. 5.1.

Групповые замерные установки

Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

Дожимная насосная станция

В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.

В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:

• первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
• предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
• замера нефти, газа и воды;
• насосный и блок компрессорный воздуха;
• закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
• закачки ингибиторов в газо- и нефтепроводы;
• аварийных емкостей.

Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов. Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.

Центральный пункт сбора

На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.

Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.

Резервуарные парки

Наличие резервного парка емкостей - обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:

• сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
• товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.

Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.

Компрессорные станции

КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.

Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.

Факельная система

В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.

Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее - 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.

блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;

склад для хранения химреактивов.

Трубопроводы нефти и газа

В систему сбора и транспортировки продукции добывающих скважин входят:

• выкидные трубопроводы от устья скважин до ГЗУ;
• коллекторы, обеспечивающие сбор продукции от ГЗУ до пунктов первой ступени сепарации ДНС или ЦПС;
• нефтепроводы для подачи газонасыщенной или разгазированной обводненной нефти или безводной нефти от пунктов сбора и ДНС до ЦПС;
• нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:
• газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:
• газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.