Системи заводнення нафтових родовищ історія розвитку. Заводнення нафтових пластів Види заводнення нафтових родовищ

Для кожного новоствореного родовища, як правило, складається проект розробки (технологічна схема) та проект облаштування родовища. У проекті розробки на основі даних про

площі, конфігурації та потужності колекторів продуктивних горизонтів

запаси нафти та нафтового газу та їх фізико-хімічні властивості

проникності та пористості колекторів

характер залягання нафтового покладу та наявність тектонічних порушень

мінералізації пластових вод та корозійної характеристики

вирішуються такі вопросы:

встановлюється режим роботи родовища розраховується коефіцієнт нафтовіддачі, визначаються методи на пласт з метою збільшення цих коефіцієнтів

передбачається система розміщення свердловин та темпи їх розбурювання

намічається динаміка зміни дебітів, пластового тиску, газового фактора та ступеня обводненості за роками

на основі техніко-економічного порівняння кількох варіантів вибирається оптимальний

Відповідно до проекту розробки родовища розробляється проект облаштування, де намічається система збору нафти, газу та пластової води на площі родовища та раціональне розміщення установок з підготовки нафти та газу до подальшого транспорту, а там, де за проектом передбачається заводнення пластів - система підготовки води, водорозподілу та закачування води у пласт

Основними завданнями, які вирішуються у проектах облаштування, є:

забезпечення збору та підготовки запланованої кількості нафти та газу до подальшого транспорту

спільний збір та транспорт по викидних лініях нафти, газу та води ДЗУ

замір нафти, газу та води по кожній свердловині окремо

спільний або роздільний транспорт обводненої та необводненої нафти по НСК від ДЗП до УПН

підготовка нафти газу та води до товарних кондицій

Система збирання та внутрішньопромислового транспорту свердловинної продукції

Продукція нафтових свердловин є складною сумішшю з нафти, газу, води, завислих речовин. Ця продукція, піднята на поверхню через розосереджені за площею родовища свердловини, має бути зібрана та підготовлена ​​до подальшого транспорту та переробки.

Під системою збору нафти, газу та води на нафтових родовищах розуміють все технологічне обладнання та систему трубопроводів, призначені для збору продукції окремих свердловин, доставки її до центрального пункту підготовки нафти, газу та води (ЦППН).

Єдиної, універсальної системи збору не існує, оскільки кожне родовище має свої особливості: природно-кліматичні умови, сітку розміщення свердловин, способи та обсяг видобутку нафти, газу та води, фізико-хімічні властивості пластових рідин.

Основні фактори, що враховуються при проектуванні системи внутрішньопромислового зборуз урахуванням динаміки обводнення родовища, є:

початковий тиск у системі збору, групування свердловин

взаємодія із системами вплив на поклад

спільний роздільний збір продукції свердловин, вибір місця сепарації газу, взаєморозташування вузлів виміру, сепарації, відкачування

вибір місця для центрального пункту збору підготовки нафти, газу та води, з урахуванням розташування родовища у групі чи нафтовидобувному районі

суміщення систем промислового збору та транспортування з процесами підготовки нафти

Для обґрунтування та проектування раціональної системи зборута підготовки продукції нафтових свердловин, вибору обладнання необхідні наступні вихідні дані:

склад та фізико-хімічні властивості продукції свердловин

склад та продуктивність існуючих споруд

план введення нових нафтових свердловин та їх дебіт

чинний фонд нафтових свердловин

план видобутку нафти, газу та води за родовищем

план розвитку потужностей на приріст обсягів видобутку нафти, газу та води

відстань від родовищ до центральних пунктів підготовки нафти, розміри родовищ, свердловин

характеристика рельєфних умов місцевості

сума геодезичних підйомів на 1 км траси, природно-кліматичні умови та ін.

Основні функції системи промислового збору:

вимірювання продукції кожної свердловини або за необхідності групи свердловин

транспортування продукції свердловин з використанням енергії нафтового пласта або насосного обладнання за механічного способу видобутку до пунктів підготовки, а за недостатнього тиску - з використанням ДНС

сепарація нафти та газу під тиском, що забезпечує подальший безкомпресорний транспорт

при видобутку високообводненої нафти - відділення при порівняно низьких температурах основної маси води з якістю придатною для її закачування в пласт

роздільне збирання та транспортування до центральних нафтозбірних пунктів продукції окремих свердловин, змішування якої небажане

гирловий та шляховий підігрів продукції нафтових свердловин, якщо неможливий збір та транспорт за звичайних температур

Усі існуючі системи зборута транспорту продукції свердловин поділяються на негерметизованісамопливні та герметизованінапірні.

Негерметизовані самопливніСистеми продовжують експлуатуватися на старих родовищах. Рух рідини в них здійснюється за рахунок різниці геодезичних позначок положення початку та кінця трубопроводу. Продукція свердловин заміряється в індивідуальних (ІЗП) або групових (ГЗУ) замірних установках.

ІЗУрозташовується поблизу гирла свердловини. Нафта та вода, відокремлені від газу надходять у самопливні викидні лінії, а потім – у дільничні негерметизовані резервуари збірного пункту (СП). З них нафта забирається відцентровими насосами та подається по збірному колектору до сировинних резервуарів УПН. Вода, що відстоялася, утилізується або транспортується у вигляді емульсії до сировинних резервуарів. Газ під власним тиском потрапляє на ГПЗ або компресорну станцію.

ДЗУна відміну від ІЗУ розташовується далеко від свердловин. На неї надходить продукція кількох свердловин. Вимірювання дебіту індивідуальних свердловин по рідині проводять перемиканням засувок на розподільчій батареї в замірному трапі або мірнику, а газу - за допомогою діафрагми та самописного приладу ДП-430

Відмінними рисами самопливних негерметизованих систем є такі:

робота під натиском, що створюється різницею геодезичних позначок на початку і в кінці трубопроводу, тому мірник повинен бути піднятий, а в гористій місцевості необхідно шукати таку трасу, щоб забезпечити потрібний напір і пропускну здатність

при цій системі необхідна глибока сепарація нафти від газу для запобігання утворенню газових мішків, які можуть суттєво знизити пропускну здатність нафтопроводів.

самопливні викидні лінії не можуть бути пристосовані до можливого збільшення дебітів свердловин або до сезонних змін в'язкості нафти та емульсій у зв'язку з їх обмеженою пропускною здатністю

у самопливних системах швидкість потоку рідини низька, тому відбувається відкладення механічних домішок, солей, парафіну та зменшується пропускна здатність

втрати нафти рахунок випаровування легких фракцій досягають 3% від загального видобутку. Основними джерелами втрат є негерметизовані мірники та резервуари

системи важко піддаються автоматизації

вимагає великої кількості обслуговуючого персоналу

Враховуючи недоліки самопливних систем, було прийнято рішення про перехід до герметичних напірнихсистемам збору та внутрішньопромислового транспорту продукції свердловин. Існують різні варіації герметичних систем: Бароянця-Везірова, Грозненського нафтового інституту, Гіпровостокнафти та ін. В даний час виділено 9 узагальнюючих варіантів схем. В основу їхньої роботи закладено єдині принципи:

Графічні позначення до наведеної схеми:

Групова замірна установка (ГЗП)

Індивідуальне вимірювання (ІЗУ)

Замірна установка з сепаратором та насосом відкачування нафти

Реалізація принципів у схемах:

I, V, VII – принцип максимального використання пластової енергії або напору механічних пристроїв.

II, IV, VI, VIII та IX – максимально можливе використання однотрубного збору нафти та газу в межах окремих родовищ. Коли недостатньо тиску встановлюють ДНС.

III, IV, V, VI, VII, IX - застосування ступінчастої сепарації нафти з подальшим безкомпресорним транспортуванням газу після I ступеня до споживача

З урахуванням цих принципів може бути виділено три основні схеми облаштування родовищ:

однотрубне транспортування продукції свердловин

безкомпресорне транспортування газу та перекачування газонасиченої нафти після попереднього скидання води

безкомпресорне транспортування газу та перекачування газонасиченої обводненої нафти

Фонтанно-механізований спосіб експлуатації – 1,5 МПа

Механізований - до 2,5 МПа

На стадії розробки доцільно застосовувати роздільний збір обводненої і безводної продукції, т.к. відпадає необхідність деемульсації всього обсягу нафти, що видобувається. Роздільний збір застосовують і у разі небажаності змішування нафт різних горизонтів з різним вмістом агресивних компонентів.

Внутрітрубна деемульсація скорочує витрати на підготовку нафти за рахунок не тільки попереднього скидання води, а й застосування технології колійного знесолювання малообводненої нафти.

Самопливні системи

Самопливна система збору нафти та газу:

1 – свердловина; 2 – трап, 3 – групова трапна установка, 4 – мірник, 5 – резервуар проміжного збірного пункту, 6 – компресор, 7 – насос, 8 – резервуари промислового парку, 9 – батарея засувок

Система збору Бароянна-Везирова (1946р.).

Система збору Барояна-Везірова:

1 – свердловина; 2 – сепаратор високого тиску, 3 – групова замірна установка, 4 – батарея засувок, 5 – нафтогазовий сепаратор, 6 – газоосушувач, 7 – відстійник, 8 – компресор, 9 – газовий сепаратор, 10 – збірні резервуари для нафти, 11 – сировинні резерву , 12 - насос

Передбачає однотрубний збір з використанням енергії пласта до ДЗП та далі за загальним колектором до дільничних пунктів збору, де сепарують нафту в два ступені та попередньо зневоднюють. Газ I щаблі відокремлюється при тиску 0,4-0,5 МПа і транспортується до споживача за рахунок тиску в сепараторах або за допомогою компресорів.

Газ II ступеня відокремлюється при тиску 0,1 МПа; його відбирають вакуумними насосами, осушують і закачують у напірний газопровід.

Деемульгатор дозують на гирлі, або на ГЗП, або перед першим ступенем сепарації. У сировинні резервуари УПС надходить дегазована обводнена, оброблена деемульгатором нафту; відстоюється та подається на УПН. Обмежує сферу застосування необхідність будівництва великої кількості дрібних пунктів збору з резервуарним парком, НС та КС.

Високонапірна Грозненська системазбору передбачає транспортування всієї продукції під гирловим тиском 6-7МПа на більші відстані, ніж система Барояна-Везирова.

На кожній площі стоїть лише одна центральна сепараційна установка з одноступінчастою сепарацією під тиском до 5 МПа. Газ, що відокремився, направляється в холодильну установку, для максимального відділення конденсату, а потім під власним тиском - на ГПЗ.

Емульсійну нафту з розчиненим газом і газоконденсатом, що залишився, по одному трубопроводу під власним тиском транспортують на ЦППН

Впровадження системи стримується через пульсації тисків, що призводять до вібрації трубопроводів, можливим проривам по зварним з'єднанням.

Напірна система збору Гіровостокнафти.

Напірна система збору Гіпровостокнафти:

1 – свердловина; 2 - батарея засувок, 3 - групова замірна установка, 4 - сепаратор I ступеня, 5 - сепаратор II ступеня, 6 - сепаратор III ступеня, 7 - сировинні резервуари,

Основні відмінні риси:

ступінчаста сепарація нафти, причому I ступінь проходить на групових або дільничних сепараційних установках при тиску, достатньому для безкомпресорного транспортування газу до ГПЗ

можливість транспортування нафти з частиною розчиненого газу від сепараторів до ЦППУ за рахунок тиску сепараторів або за великих відстаней за допомогою ДНС

Розрахункове визначення рівня тиску в системі збору з урахуванням тиску сепарації виходячи з умов оптимального використання пластової енергії як для видобутку, так і для збору

II і III ступінь сепарації зазвичай здійснюється на ЦППН

Укрупнення пунктів збору та підготовки нафти, газу та води аж до одного ЦППН, що обслуговує групу промислів, розташованих у радіусі 50-100км.

Недолік системи - великі експлуатаційні витрати на спільне транспортування нафти та води з родовищ до ЦППН та велику витрату енергії та матеріалів на зворотне транспортування очищеної пластової води до родовищ для систем ППД

Системи збору на родовищах Західного Сибіру

Система нафтогазозбирання Західно-Сургутського родовища для безводної (а) та обводненої нафти (б):

1 – свердловина; 2 - групова вимірна установка; 3 - пристрій попереднього відбору газу; нагрівач, 12 - пристрій для руйнування емульсій; 13 - відстійник; 14 - резервуар; 16 - лінія рециркуляції дренажної води; 17 - лінія рециркуляції нафти; 18 - насос повторної рециркуляції дренажної води; I II III – газ після сепарації, iv – реагент, V – дренажна вода, VI – товарна нафта, VII – конденсат.

Система збору Самотлорського родовища з підготовкою нафти у газонасиченому стані:

1 – свердловина; 2 -замірна установка, 3 - пристрій попереднього відбору газу, 4 - сепаратор I ступеня, 5 - краплеуловлювач, 6 - апарат для попереднього скидання води, 7 - піч, 8 - проміжний сепаратор, 9 - електродегідратор, 10 - дожимний насос, 11 - кінцевий сепаратор; 12 - насос товарної нафти; 13 - насос дренажної води; I II III – газ після сепарації, iv – реагент, V – дренажна вода, VI – товарна нафта, VII – конденсат. Специфіка всіх систем збору у З.С. визначається кущовим способом розбурювання свердловин. Сепарація в 2-3 ступені: I – при тиску 0,4-0,8 МПа перед ДНС або на комплексних збірних пунктах (КСП). Газ після І стадії може транспортуватися на 100км і далі.

Залежно від цього, які процеси йдуть на КСП системи збору на родовищах Західного Сибіру класифікують у 2 групи:

I група - системи збору, де всю зібрану нафту остаточно готують на ЦППН. І тут ступінь сепарації складає КСП, введення деэмульгатора - перед сепараторами. Зневоднення часткове, без підігріву. Частково зневоднену нафту перекачують на ЦППН, де знаходяться II та III ступені сепарації при тисках 0,25 та 0,105 МПа і відбувається остаточне термохімічне зневоднення

II група - системи збору, де на КСП проводять повне зневоднення нафти та I ступінь сепарації. На НКТ є апарати (напірні) попереднього скидання, блокові або стаціонарні нагрівачі та відстійники (електродегідрати) для глибокого зневоднення

У цих схемах гарячу воду і деемульгатор подають у трубопровід перед першим ступенем сепарації. Частково зневоднена нафта під тиском сепарації проходить блок нагріву, трубопровід краплеутворювач і остаточно зневоднюється у відстійниках. Потім потоки газонасиченоїзневодненої нафти зливаються та подаються на ЦППН насосами. Тут відбувається сепарація ІІ та ІІІ ступенів і нафта подається в магістральні трубопроводи. Газ або використається на власні потреби, або подається на ГПЗ.

Уніфіковані технологічні схеми збору та підготовки РД 39-1-159-72

Розроблено Гіровостокнафтою та ВНДІСПТнафтою на підставі аналізу та узагальнення останніх досягнень та наукових досліджень у цій галузі.

В основі - поєднання в системі збору гідродинамічних та фізико-хімічних процесів для підготовки продукції свердловин, для її поділу у спеціальному устаткуванні підвищеної продуктивності при максимальному концентруванні основного обладнання з підготовки на ЦНСП. Це дає можливість реалізації заходів щодо комплексної автоматизації нафтопромислових об'єктів з найменшими капіталовкладеннями та експлуатаційними витратами.

Існує 2 варіанти уніфікованих систем збору:

За 1 варіантом I стадія сепарації та дожимна станція з попереднім зневодненням розташовується на родовищі. Процес попереднього зневоднення проводиться при тиску сепарації. Якість води, що скидається необхідно забезпечити таким, щоб воно задовольняло вимогам по закачування її в пласт, тріщинувато-пористі колектори.

За другим варіантом на родовищі немає скидання води, розташовується лише сепараційна установка з насосною відкачкою.

При виборі варіанта схеми враховуються такі показники:

енергетичні можливості родовища в основний період розробки

спосіб експлуатації свердловин

фізико-хімічні властивості нафти та нафтової емульсії

рельєф місцевості, що характеризується сумою геодезичних підйомів (параметр h)

Уніфікована технологічна схема комплексного збору та підготовки нафти газу та води нафтовидобувного району

Найбільш поширеним методом на продуктивний пласт з метою підтримки пластового тиску та збільшення кінцевого нафтовидобування є метод закачування води в пласт (у виробничій літературі цей метод називають заводненням). У Росії її понад 80% покладів нафти розробляються з використанням заводнення.

Закачування води здійснюється через спеціальні нагнітальні свердловини. Розташування та сітка нагнітальних свердловин визначаються у технологічній схемі розробки родовища. Закачування води в продуктивний пласт доцільно починати від початку розробки нафтового родовища.

В цьому випадку є можливість не допустити зниження пластового тиску через відбір рідини з продуктивного пласта, підтримувати його на початковому рівні, зберігати високі дебіти нафти по свердловинах, інтенсифікувати розробку родовища та отримання високих коефіцієнтів нафтовидобування. Як зазначалося, заводнення поділяється на законтурне, приконтурне та внутрішньоконтурне.

При законтурному заводнінні (рис.24) закачування води в пласт здійснюється через нагнітальні свердловини, пробурені за зовнішнім контуром нафтоносності по периметру покладу. Відстань між нагнітальними свердловинами визначається технологічною схемою розробки даного родовища. Лінія нагнітальних свердловин розподіляється приблизно за 400–800 м від зовнішнього контуру нафтоносності з метою створення рівномірного впливу на поклад, попередження утворення передчасних мов обводнення та проривів води до експлуатаційних свердловин.

Законтурне заводнення зазвичай застосовується на невеликих за розмірами та запасами нафтових родовищах, у покладах з хорошими колекторськими властивостями, як за товщиною пласта, так і за площею. За таких умов законтурне заводнення забезпечує більш повне вироблення запасів, витісняючи нафту до стягуючих рядів видобувних свердловин. До недоліків законтурного заводнення можна віднести підвищену витрату води, що закачується, через частковий догляд за межі лінії нагнітання; уповільнене реагування на поклад через віддаленість лінії нагнітання від видобувних свердловин тощо.

Рис. 24 Законтурне заводнення

Найефективніший вплив на поклад нафти досягається, коли нагнітальні свердловини розміщуються (буряться) всередині контуру нафтоносності, у водонафтовій зоні пласта, більш проникних ділянках поклади. Таке заводнення називають приконтурним заводненням.

Приконтурне заводнення застосовується:

- На невеликих за розмірами покладах;

– при недостатньому гідродинамічному зв'язку продуктивного пласта із зовнішньою областю;

- З метою інтенсифікації процесу видобутку нафти

Найефективнішою системою на поклади нафти, що дозволяє швидше нарощувати видобуток нафти, скорочувати терміни вироблення запасів і підвищувати кінцеве нафтовилучення, є внутриконтурное заводнение (рис.25).

При внутрішньоконтурному заводнінні нагнітальні свердловини розташовуються (буряться) всередині контуру нафтоносності. Вибір схеми розташування та сітки нагнітальних свердловин визначається конкретними геологічними умовами, фізико-хімічними властивостями нафти тощо.

Рис. 25 Внутрішньоконтурне заводнення

В останні роки для інтенсифікації розробки нафтових родовищ поширеним методом став метод штучного «розрізання» поклади на окремі площі або блоки за рахунок закачування води в ряди свердловин нагнітальних, розташованих уздовж намічених ліній розрізання всередині природного контуру нафтоносності. При цьому створюються близькі до експлуатаційних свердловин штучні контури живлення, а кожна площа розробляється самостійно. У початковий період при внутрішньоконтурному заводнінні воду нагнітають у нафтовий поклад. Далі у процесі нагнітання води у поклади вздовж лінії нагнітальних свердловин утворюється водяний вал, що розділяє поклад на частини. Для швидшого освоєння процесу внутрішньоконтурного заводнення закачування води ведуть не в усі нагнітальні свердловини ряду, що розрізає, а через одну свердловину, а проміжні свердловини ряду експлуатуються тимчасово як нафтові з форсованим відбором нафти.

У міру обводнення ці свердловини освоюються і перетворюються на нагнітальні. Вперше в нашій країні внутрішньоконтурне заводнення було здійснено на найбільшому нафтовому родовищі в Татарстані – на Ромашкінському родовищі, яке було розрізане рядами свердловин на 26 відокремлених експлуатаційних площ.

Внутрішньоконтурне заводнення дозволяє збільшувати темпи відбору нафти і скорочувати терміни розробки великих нафтових родовищ. У деяких випадках для інтенсифікації розробки нафтового родовища використовують комбінований вплив, тобто. законтурне (приконтурне) заводнення із внутрішньоконтурним центральним заводненням.

В даний час застосовується кілька систем внутрішньоконтурного заводнення, які відрізняються один від одного розташуванням свердловин нагнітальних, послідовністю введення їх в експлуатацію, темпами закачування води в пласт, а також відборами нафти з нафтовидобувних свердловин.

При внутрішньоконтурному заводнінні застосовують і осередкове заводнення. Вогнищеве заводнення застосовується у тих випадках, коли на окремих ділянках покладу немає впливу від заводнення, внаслідок чого на цій ділянці падає пластовий тиск і, відповідно, падають дебіти нафти у видобувних свердловинах. При осередковому заводнінні вибирають в центрі ділянки нафтовидобувну свердловину, переводять її в нагнітальну і починають закачування води, в результаті чого забезпечується вплив води, що закачується, на навколишні нафтовидобувні свердловини.

Застосовується також виборча система внутрішньоконтурного заводнення. Найбільш інтенсивною системою на пласт вважається площадное заводнение. Добувні та нагнітальні свердловини при цій системі розміщуються правильними геометричними блоками у вигляді п'яти-, семи- або дев'ятиточкових сіток, в яких нагнітальні та видобувні свердловини чергуються. З метою інтенсифікації видобутку нафти та збільшення кінцевої нафтовидобування в продуктивний пласт нагнітають газ або повітря, а також здійснюють поперемінне закачування води та газу в пласт.

Удосконаленою системою на поклад нафти зі складним будовою є поперемінне нагнітання води та газу пласт. Наприкінці 1971 року на основі аналізу розробки Журавлівсько-Степанівського родовища Оренбурзької області було обґрунтовано та пройшов промислове випробування метод поперемінного нагнітання в нафтовий поклад води та газу з метою підвищення ефективності процесу витіснення та підвищення кінцевого нафтовидобування. Сутність цього методу полягає у наступному. Газ, при нагнітанні його в продуктивний пласт, впроваджується, перш за все, у високопроникні пропластки, знижує в них фазову проникність для води, внаслідок чого при подальшому нагнітанні води в продуктивний пласт вирівнюється фронт витіс-

ня і цим підвищується охоплення пласта впливом. Вода, що нагнітається слідом за газом, проштовхує його за рахунок меншої в'язкості в малопроникні щільні пропластки, звідки витіснення нафти відбуватиметься в результаті поршневого і захоплюючого витіснення газу. Метод поперемінної закачування води та газу пласт є варіантом імпульсного на пласт, оскільки у разі створюються найсприятливіші умови прояви капілярних сил унаслідок дворазового збільшення поверхневого натягу води кордоні з нафтою. Часткове розчинення газу в нафті, зменшуючи її в'язкість, також сприяє підвищенню ефективності процесу витіснення нафти водою. В умовах тріщинуватого пласта ці процеси будуть йти ефективніше, оскільки розчинність газу та гравітаційний перерозподіл витісняючого агента в нафті посилюються: розчинність – внаслідок збільшення поверхні контакту, а гравітаційний перерозподіл – за рахунок свободи потоків у відкритих тріщинах. Гравітаційний перерозподіл за потужністю пласта нафти і газу, що нагнітається, створює умову, що перешкоджає випереджальному обводненню пласта по підошві в покладах з високою в'язкістю нафти. Крім того, утилізація попутного газу на ранній стадії розробки, через відсутність споживачів, вирішує одне з важливих завдань охорони навколишнього середовища та надр. Дослідно-промислові роботи з даного методу були проведені на Журавлівсько-Степанівському родовищі Оренбурга в 1971-1974 роки (автори В.І. Кудінов, І.А. Поворов) і дали добрі результати. За даними дослідницьких та дослідно-промислових робіт кінцеве нафтовидобування при поперемінному закачуванні води та газу в пласт збільшується на 8-10%. Подальше промислове використання цього методу стримується відсутністю малогабаритних на високий тиск і продуктивність компресорів.

http://www. intuit. ru/studies/courses/3475/717/lecture/21333?page=5

Схема облаштування родовищ нафти

Вибір системи вилучення нафти та облаштування нафтових родовищ залежить від десятків факторів: від глибини залягання та якості продуктивних пластів: кількості запасів, їх структури за ступенем вивченості (): характеристик колекторів; складу та властивостей нафти: газового фактора та складу попутних газів: тиску насичення нафти газом: властивостей та умов залягання пластових вод; становища водо-нафтового контакту.

Крім перерахованих основних показників розробки при облаштуванні родовища враховуються природно-кліматичні характеристики, інженерно-геологічні умови.

Одна з основних вимог до розробки – раціоналізація: забезпечення заданих темпів видобутку з мінімальними капітальними вкладеннями та мінімальними впливами на ОС. Найважливішою складовою проектування розробки родовищ є виділення експлуатаційних об'єктів. Частина нафтового покладу, що виділяється для експлуатації самостійною сіткою експлуатаційних та нагнітальних свердловин, називається експлуатаційним об'єктом.

Розвідані родовища вважаються підготовленими для промислової розробки за дотримання таких умов:

Отримано ліцензію на право користування надрами;

Проведено дослідно-промислову експлуатацію окремих ділянок;

Балансові запаси УВ, що мають промислове значення, становлять не менше 80% категорії, і до 20% категорії;

Затверджено документи щодо утилізації ПНГ, газового конденсату та інших супутніх цінних компонентів;

Передбачено заходи щодо запобігання забруднення ОЗ та забезпечення безпечного проведення робіт.

Схема генерального плану родовища передбачає розміщення усть нафтових, газових, нагнітальних одиночних та кущів свердловин, ДЗП, ДНС. установок попереднього скидання пластових вод (УПС), кущових насосних станцій (КНС), КС, інженерних комунікацій (автодоріг, нафто- та газопроводів, водоводів, ЛЕП, ліній зв'язку, катодного захисту та ін.), що забезпечують процеси збирання та транспортування продукції свердловин, а також постачання електроенергією, теплом, водою та повітрям.

Розміщення виробничих та допоміжних будівель та споруд необхідно проводити за їх функціональним та технологічним призначенням з урахуванням вибухової та пожежної небезпеки. При розміщенні споруд негртевидобування на прибережних ділянках водойм планувальні позначки майданчиків приймаються на 0,5 м вище найвищого горизонту вод з ймовірністю його перевищення один раз на 25 років (вустя свердловин, ДЗП) та один раз на 50 років (КС, ЦПС, ДНС, УП ).

Природоохоронні заходи та елементи ОВНС присутні у нормативних документах щодо освоєння родовищ. Однак при існуючій практиці взаємодії учасників розробки родовищ типові природоохоронні проблеми вирішуються не превентивним чином, а в міру їх виникнення. Існує закономірність - що у більш віддаленому місці розташоване родовище, тим менш жорсткі екологічні обмеження щодо нього пред'являються і тим більший екологічний збиток наноситься ОС.

Щоб уникнути соціально-екологічних проблем на пізніх стадіях нафтовидобутку, вже при проектуванні освоєння родовищ слід проводити консультації з усіма зацікавленими організаціями та особами. Експлуатація нафтопромислів завдає шкоди ОС незалежно від конструктивних особливостей споруд та обсягів видобутих УВ. Проведення дорогих екологічних заходів має проводитися своєчасно (ліквідація свердловин, комор-накопичувачів, рекультивація земель), а не відсуватися на невизначений термін.

Технологічна безпека роботи споруд у ланцюжку "видобуток - збір - підготовка - транспортування" багато в чому забезпечується рівномірністю відпрацювання запасів нафти. Для цього необхідно мати достовірну інформацію про розподіл енергетичного потенціалу покладу, який відображається за допомогою карт ізобар. Тут важливо важливим є вибір схеми кущування свердловин. Відомо, що чим більші кущові майданчики, тим дорожче буріння свердловини, оскільки необхідні великі відходи вибоїв від вертикалі (до 2-4 км і більше). Однак при цьому скорочується вартість коридорів комунікацій та підвищується ступінь екологічної безпеки промислу загалом.

Кущ свердловин

Під кущі свердловин відводиться майданчик природної або штучної ділянки території з розташованими на ній гирлами свердловин, технологічним обладнанням, інженерними комунікаціями та службовими приміщеннями. У складі укрупненого куща може бути кілька десятків похило-спрямованих свердловин. Сумарний дебіт нафти одного куща свердловин приймається до 4000, а газовий фактор - до 200.

До складу технологічних споруд куща свердловин зазвичай входять:

-приустьєві майданчики видобувних та нагнітальних свердловин;

-вимірювальні установки;

-блоки подачі реагентів-деемульгаторів та інгібіторів;

-блоки газорозподільні та водорозподільні;

-Блоки закачування води в нагнітальні свердловини;

-станції управління насосами ЕЦН та ШГН;

-фундаменти під верстати-гойдалки;

-трансгрорматорні підстанції;

-майданчики під ремонтний агрегат;

-ємність-збірник та технологічні трубопроводи.

Кущовий майданчик

https://pandia.ru/text/80/382/images/image008_6.jpg" width="395" height="169 src=">2.

У складі споруд кущового майданчика може бути вузол підготовки стічних вод (УПСВ) з локальним закачуванням води в пласт. В цьому випадку відсутнє енергоємне перекачування пластових вод до пунктів сепарації нафти і назад, а у складі транспортних коридорів відсутні агресивні флюїди, що підвищує екологічну безпеку промислу.

Будівництво свердловин з великими відходами вибою обмежує застосування глибинних штангових насосів через ускладнення, пов'язані з стиранням труб. Щоб уникнути аварій при виборі насосного обладнання, перевага надається ЕЦН і гідроприводним насосним системам в умовах закритої системи збору нафти і газу. Такі системи дають можливість подачі інгібіторів для запобігання корозії та парафіноутворення.

Система споруд підготовки нафти, скидання та закачування вод будується залежно від розподілу запасів за площею покладу, темпів видобутку, ступеня обводненості та газонасиченості нафти, величини тиску на гирлі свердловини, розташування кущів свердловин (рис. 5.1). Ці об'єкти мають забезпечувати:

герметизований збір та транспортування продукції свердловин до ЦПС; відділення газу від нафти та безкомпресорне транспортування газу першого ступеня сепарації до збірних пунктів, ГПЗ та на власні потреби; замір витрат продукції окремих свердловин та кущів, облік сумарного видобутку продукції всіх свердловин; попереднє зневоднення.

……………….

Рис. 5.1.Принципова схема системи збирання свердловинної продукції на нафтовому промислі

Групові замірні установки

Газорідинна суміш з видобувних свердловин надходить на ГЗУ, в якій в автоматичному режимі проводиться періодичний вимір у вимірному сепараторі дебітів рідини та газу кожної свердловини. Кількість установок визначається розрахунками. На майданчиках ГЗУ розміщуються блоки закачування реагенту-деемульгатора та інгібітора корозії.

Установки підготовки нафти УПН

Буфер" href="/text/category/bufer/" rel="bookmark">буферні та дренажні ємності; резервуари; блок ЩСУ; операторна; мехмайстерня; хімлабораторія; системою сучасних засобів автоматизації (перетворювачі витрати, температури, надлишкового та диференціального тиску, рівнеміри та сигналізатори рівня тощо), запірно-регулюючою арматурою, включаючи засувки, кульові крани, регулятори витрати і тиску, зворотні та запобіжні клапани тощо;розробляється програмне забезпечення тощо.

Установки попереднього скидання води УПСВ

Установка попереднього скидання води (УПСВ) призначена для відділення та скидання пластової води та очищення її від нафти та механічних домішок до необхідних значень на кущових майданчиках, установках підготовки нафти та майданчиках ДНС.
Комплектація УПСВ визначається на підставі технічного завдання на розробку та постачання обладнання.
Установки УПСВ можуть експлуатуватися в районах із середньою температурою найхолоднішої п'ятиденки до мінус 60 °С.
Обладнання виконується у кліматичному виконанні УХЛ, ХЛ, категорія розміщення 1 за ГОСТ 15150 – 69

Склад обладнання
Залежно від вимог, що вимагаються Замовником до якості нафти та води на виході з УПСВ, комплект обладнання може включати таке обладнання:
- сепаратор нафтогазовий зі скиданням води типу НГСВ V=25…200 м3;
- сепаратор нафтогазовий V = 12,5 м3 ... 100 м3;
- відстійник води V = 50 ... 200 м3;
- вузол обліку газу та нафти;
- Депульсатор;
- Підігрівачі нафти;
- насосна станція перекачування нафти;
- Блок дозування реагенту;
- факельна установка;
- ємність дренажна;
- Комплект трубної обв'язки, майданчика обслуговування;

Блокові кущові насосні станції

Призначення Блокова кущова насосна станція (БКНС) призначена для закачування води в свердловини нагнітальні системи підтримки пластового тиску. Комплектація БКНС розробляється на підставі вихідних вимог, затверджених Замовником з урахуванням вітчизняного та зарубіжного досвіду виготовлення та експлуатації.
БКНС є набір технологічних і електротехнічних блоків максимальної заводської готовності, що монтуються на родовищі під єдиним дахом. Компонування БКНС, вимоги до влаштування фундаментів, заземлення та блискавкозахисту відповідають проекту прив'язки, розробленому проектною організацією за вимогами Замовника. Конструкція блоків БКНС забезпечує можливість транспортування їх залізничним, водним та автомобільним транспортом.

Комплект поставки
Основним технологічним обладнанням БКНС є електронасосні агрегати марки ЦНС.
У разі неможливості забезпечення заданих параметрів роботи насосами ЦНС, а також за бажанням Замовника БКНС можуть комплектуватися горизонтальними або плунжерними насосними агрегатами як вітчизняного, так і імпортного виробництва.
http://www. uralts. ru/production/catalog/BKNS_kz. jpgДо складу обв'язки кожного насосного агрегату входять:
- приймальний і нагнітальний трубопроводи, які включають запірну арматуру, зворотний клапан;
- трубопроводи та запірна арматура подачі олії для змащування та охолодження підшипників насосів та електродвигунів;
- трубопроводи дренажні.

Дожимна насосна станція

У тих випадках, коли відстань від кущів свердловин до ЦПС велика, а гирлового тиску недостатньо для перекачування флюїдів, споруджують ДНС. На ДНС суміш потрапляє нафтозбірними трубопроводами після ГЗУ.

До складу ДНС входять такі блокові споруди:

-першому ступені сепарації з попереднім відбором газу;

-попереднього зневоднення та очищення пластової води;

-заміру нафти, газу та води;

-насосний та блок компресорний повітря;

-закачування реагенту перед першим ступенем сепарації;

-закачування інгібіторів у газо- та нафтопроводи;

-Аварійних ємностей.

Спорудження ДНС необхідне тому, що насосне обладнання не дозволяє перекачувати суміші з великим вмістом газу через виникнення кавітаційних процесів. Газ, що відокремився внаслідок зниження тиску на першому ступені сепарації, найчастіше подається на факел спалювання або для використання на місцеві потреби. Нафта і вода з розчиненим газом, що залишився, надходять в сепаратори другого ступеня на ЦПС і УПН.

Центральний пункт збору

На ЦПС сира нафта проходить повний цикл обробки, який включає дво- або триступінчасте розгазування нафти за допомогою сепараторів та доведення нафти за пружністю насиченої пари до необхідних кондицій. Газ після сепарації очищається від краплинних рідин та подається на утилізацію або переробку. Газ першого та другого щаблі сепарації транспортується під власним тиском. Газ кінцевого ступеня для подальшого використання вимагає компрімірування.

Тут же на ЦПС проводиться зневоднення та знесолювання нафти до товарних кондицій. Води, що попутно видобуваються, відокремлюються від сирої нафти на установці підготовки нафти (УПН) у складі ЦПС. У спеціальному резервуарі відбувається відстоювання нафти, підігрів нафтової емульсії у трубчастих печах та знесолення. Після цього товарна нафта надходить у резервуар з наступним відкачуванням в МН.

Резервуарні парки

Наявність резервного парку ємностей - обов'язковий атрибут усіх технологічних схем збору, підготовки та транспортування нефггі. Стандартні резервуари типу РВС використовуються для створення запасів:

сировини, що надходить на УПН, необхідної у кількості добового обсягу продукції свердловин;

товарної нафти обсягом добової продуктивності УПН.

Крім того, резервуари різних обсягів необхідні для прийому пластових та стічних вод, а також для аварійних скидів.

Для скидання парафінових відкладень від зачистки (пропарювання) резервуарів влаштовуються земляні комори-накопичувачі. Крім того резервуари є джерелом забруднення атмосфери за рахунок випаровування УВ, що зберігаються в них.

Компресорні станції

КС можуть бути самостійними об'єктами облаштування родовищ або належати до комплексу технологічних споруд ЦПС. КС призначені для подачі нефгтяного газу на ГПЗ, для компрімування газу в системі газліфтного видобутку та при підготовці його до транспортування.

Для видалення газу із порожнини поршневого компресора на приймальному газопроводі кожного ступеня стиснення компресора передбачається свічка скидання газу з установкою на ній запірної арматури. Висота свічки не менше 5 м і визначається розрахунками розсіювання газу.

Факельна система

У смолоскипну систему аварійного спалювання ДНС спрямовується нафтовий газ, який не може бути прийнятий до транспортування, а також газ від продування обладнання та трубопроводів.

Діаметр та висота факела визначаються розрахунком з урахуванням допустимої концентрації шкідливих речовин у приземному шарі повітря, а також допустимих теплових впливів на людину та об'єкти. Висота труби повинна бути не менше 10 м, а для газів, що містять сірководень, не менше - 30 м. Швидкість газу в гирлі смола факельного приймається з урахуванням виключення відриву полум'я, але не більше 80 м/с.

Смолоскипна система ЦПС передбачається для скидання газів та пари:

постійних - від установок регенерації сорбентів та стабілізації УВ-конденсатів;

періодичних - перед звільненням апаратів перед пропарюванням, продуванням та ремонтом;

аварійних - при скиданні від запобіжних клапанів та інших аварійних скиданнях.

Факел обладнується автоматичним дистанційним запалюванням та самостійним підведенням паливного газу до запального пристрою. Для уловлювання конденсату перед факельною трубою розміщується конденсатозбірник.

Вузли введення реагенту

Вузли введення реагенту на об'єктах збору та транспортування нафти та газу включають:

блок для дозування та подачі деемульгаторів;

блоки для дозування та подачі інгібіторів та хімреактивів;

склад для зберіганняхімреактивів.

Трубопроводи нафти та газу

У систему збирання та транспортування продукції видобувних свердловин входять:

-Викідні трубопроводи від гирла свердловин до ГЗУ;

-колектори, що забезпечують збирання продукції від ДЗП до пунктів першого ступеня сепарації ДНС або ЦПС;

-нафтопроводи для подачі газонасиченої або розгазованої обводненої нафти або безводної нафти від пунктів збору та ДНС до ЦПС;

-нафтопроводи для транспортування товарної не4Ъти від ЦПС до головної НПС магістрального трубопроводу:

-газопроводи для подачі нафтового газу від установок сепарації до УПГ, КС, ЦПС, ДПЗ та власних потреб:

-Газопроводи для подачі газу від ЦПС до головної КС магістрального трубопроводу

План

Вступ

1. Геологічна частина

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика нафтового (газового) родовища

1.2 Основні відомості про стратиграфію, літологію та тектоніку

1.3 Характеристика нафти, газу та пластових вод

2. Технологічна частина

2.1 Поточний стан розробки та динаміка основних технологічних показників родовища

2.2 Аналіз стану системи ППД

3. Проектна частина

3.1 Нова техніка та технологія очищення стічних вод

3.2 Шляхи вдосконалення технології закачування води у пласт

4. Розрахункова частина

4.1 Розрахунок часу розробки нафтового покладу

4.2 Розрахунок процесу закачування тех. рідин у свердловини

5. Безпека та екологічність проекту

5.1 Охорона праці, техніка безпеки та протипожежні заходи

5.2 Охорона надр та навколишнього середовища

Висновок

Список використаної літератури

Вступ

Пластові води, що відокремлюються від нафти в процесі її збору та підготовки, сильно мінералізовані, і тому їх не можна скидати в річки і водоймища, оскільки це призводить до загибелі прісноводних. Тому пластові води закачують у продуктивні чи поглинаючі пласти. Разом із пластовими закачують і прісні води, що використовуються в технологічному процесі при знесоленні нафти, а також зливові води, що потрапляють у промислову каналізаційну систему. Загалом усі ці води називаються стічними. У загальному обсязі стічних вод частку пластових припадає 85-88%, частку прісних – 10-12% і частку зливових – 2-3%. Використання нафтопромислових стічних вод у системі підтримки пластового тиску при водонапірному режимі розробки родовищ - це важливе технічне та природоохоронне заходи в процесі видобутку нафти, що дозволяє здійснювати замкнутий цикл оборотного водопостачання за схемою: нагнітальна свердловина - пласт - видобувна свердловина - система з блоком водопідготовки – система ППД. В даний час для цілей ППД використовується кілька видів води, що визначаються місцевими умовами. Це прісна вода, що видобувається із спеціальних артезіанських або підруслових свердловин, вода річок або інших відкритих вододжерел, вода водоносних горизонтів, що зустрічаються в геологічному розрізі родовища, пластова вода, відокремлена від нафти внаслідок її підготовки. Всі ці води відмінні одна від одної фізико-хімічними властивостями і, отже, ефективністю на пласт як підвищення тиску, а й підвищення нафтовіддачі. Поклади нафти більшості родовищ Урало-Поволжя багатопластові з високою пошаровою неоднорідністю порід за проникністю та малими ефективними нафтонасиченими товщинами. Ряд родовищ характеризується гидродинамическим зв'язком між пластами-колекторами, обумовленої злиттям пластів чи невеликий товщиною розділів з-поміж них із наявністю систем тріщин. Проблеми ефективного вироблення складів, що складаються, вирішуються шляхом розукрупнення експлуатаційних об'єктів, оптимізації сіток свердловин, удосконалення систем заводнення, оптимізації пластових і вибійних тисків, застосування гідродинамічних вторинних і третинних методів стимуляції свердловин. Таким чином, однією з головних умов подальшого підвищення ефективності заводнення покладів є обмеження руху води каналами з низьким фільтраційним опором, що дозволить більш раціонально використовувати її енергію для витіснення нафти. У науково-технічній літературі недостатньо висвітлені дослідження, що стосуються ролі якості води, що закачується. В умовах заводнення повнота вироблення продуктивних пластів в першу чергу залежить від ступеня охоплення об'єкта розробки як по площі, так і по розрізу, що багато в чому визначається характером просування води, що закачується, і пластової. Тому основна увага при геолого-промисловому аналізі має приділятися питанням охоплення пластів впливом води, що закачується, і особливостям просування води по продуктивних пластах. До геолого-фізичних факторів, що впливають на процес заводнення, відносяться фільтраційні властивості продуктивних пластів, характер і ступінь їх неоднорідності, в'язкі властивості насичуючих пласти і якості рідин, що в них закачуються, та ін.

1. Геологічна частина

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика нафтового (газового) родовища

Арланське родовище - унікальне за запасами нафти, розташоване північному заході Башкирії не більше Волго-Уральської нафтогазоносної провінції. Розташоване біля Краснокамського і Дюртюлинского районів республіки і частково біля Удмуртії. Родовище відкрито в 1955 р. і введено в розробку в 1958 р. Промислово нафтоносними є теригенні відкладення візейського ярусу нижнього карбону та карбонатні московського ярусу середнього та турнейського ярусу нижнього карбону. Основним об'єктом експлуатації є теригенні утворення нижнього карбону. Для подальшої розробки Арланського родовища велике значення набуває освоєння середньокам'яновугільних відкладень. Промислова нафтоносність останніх встановлена ​​майже одночасно з відкриттям родовища, але через складну будову покладів тривалий час не привертала особливої ​​уваги. Протяжність більше 100 км, при ширині до 25 км, присвячена великій антиклінальній складці з пологими крилами. Нафтоносні пісковики візейського ярусу нижньокам'яновугільного віку, карбонатні колектори каширо-подільської продуктивної товщі середнього карбону. Основні запаси сконцентровані у пісковиках теригенної товщі нижнього карбону (75% початкових запасів) на глибині 1400-1450 м. При розробці застосовується заводнення пластів. Основний спосіб експлуатації видобувних свердловин – механізований. Загальний фонд свердловин становить близько 8 тис. одиниць. Нафта видобувається із великим вмістом води (93%).

1.2 Основні відомості про стратиграфію, літологію та тектоніку

Арланське нафтове родовище – одне з найбільших у країні та найбільше у Башкортостані. Його довжина за контуром нафтоносності в теригенній товщі нижнього карбону (ТТНК) становить понад 100 км, ширина - до 30 км. Нафтоносними є пласти пісковиків ТТНК (елхівський, радаївський, бобриківський, тульський та алексинський горизонти візейського ярусу), карбонати турнейського ярусу, верейського, каширського та подільського горизонтів московського ярусу середнього карбону. Родовище присвячене великій асиметричній антикліналі північно-західного напрямку. Її південно-західне крило – круте (до 4°), північно-східне – більш пологе (до 1°). Амплітуда структури замкнутої ізогіпсу 1190 м становить 90-100 м. У ядрі складки знаходиться гігантський бар'єрний риф верхньодевонського (фаменського) віку. По покрівлі ТТНК структура ускладнена великою кількістю локальних піднять менших розмірів та амплітуди. Їх розміри різняться, але не перевищують 1-5 км. Вгору по розрізу структура менш контрастна і пермських відкладеннях практично нівелюється. Глибина залягання ТТНК – 1250-1300 м, регіонально занурюється з півдня північ. У розрізі ТТНК виділяються і чітко корелюються дев'ять пластів пісковиків: алексинський горизонт - пласт З 0; тульський горизонт - пласти C I, C II, C III, C IV0, C IV, C V і C VI0; Бобриківсько-Радаївський горизонт - пласт C VI. Товщина пластів різко змінюється від свердловини до свердловини. До основних і найбільш витриманих за площею відносяться пласти C II, C III (на північній частині родовища) і C VI. Інші пласти мають менші товщини і більш неоднорідні. Пісковики характеризуються досить високими фільтраційно-ємнісними властивостями (ФЕС). Товщина ТТНК коливається від 33 до 150 м. Різке її збільшення присвячено зонам глибокого розмиву карбонатної товщі турнейського ярусу. В окремих свердловинах вапняки турнейського віку розмиті повністю, а карстові провали, що утворилися, заповнені потужною товщею теригенних відкладень. Карбонатні колектори середнього карбону (каширо-подільські та турнейські) мають набагато гірші ФЕС (низька проникність та пористість, мала товщина). Нафти всіх об'єктів мають підвищену в'язкість (20-30 мПа⋅с), щільність їх дорівнює 0,88-0,90 т/м3. Тиск насичення ТТНК становить 8 МПа, газонасиченість – від 5 до 20 м3/т. Нафтоносність розрізу середнього карбону вивчалася переважно попутно з пошуками та розвідкою нафтових покладів у теригенній товщі нижнього карбону. Стратиграфічно середньокам'яновугільні відкладення включають верхню частину башкирського ярусу та в повному обсязі московський ярус. Вони складені карбонатними породами з підлеглими прошарками мергелів, аргілітів та алевролітів, що зустрічаються головним чином у верейському горизонті. По комплексу геологічних та промислово-геофізичних матеріалів розглянуті відклади розчленовуються на 11 пачок (I-XI), з яких промислово нафтоносні II-VII пачки каширського та подільського горизонтів, причому продуктивність останніх встановлена ​​лише на Вятській площі. Виділені пачки досить чітко простежуються не тільки в межах розглянутого родовища, а й на значній території Бірської сідловини та прилеглих до неї площах Пермсько-Башкирського склепіння та Верхньокамської западини. Кожна з пачок є ритмічно побудованим літологічним комплексом, нижня частина якого виконана карбонатними породами з підвищеним вмістом пористо-проникних різниць, а верхня - переважно щільними непроникними карбонатами, глинистими та глинисто-карбонатними відкладеннями. За стандартним каротажем низи кожної пачки, як правило, характеризуються негативними показаннями СП, низькими ГМ, позитивними приростами МОЗ, низькими та середніми значеннями НГМ і при розчленуванні та кореляції розрізу середнього карбону виділяються умовно як продуктивний пласт. Протилежну електро- і радіокаротажну характеристику має верхня, найбільш щільна частина розрізу пачок, що розглядаються, яка виділяється як "щільний розділ" і оцінюється як нафтоупор. Зазначені продуктивні пласти приурочені: Б1 (пачка XI)-до башкирського ярусу, вищележачі В1-В3 (пачки VIII-X) - до верейського, K1-K4 (пачки IV-VII)-до каширського, П1-П3 (пачки I та III ) – до подільського горизонтів. При зіставленні зазначених продуктивних пластів виявляється складний лінзовидний характер поширення прошарків колекторів, що містяться в них, обумовлений частою зміною мінералогічного складу, структурно-текстурного додавання, ємнісних і фільтраційних властивостей порід. Як показали дослідження, літологічно неоднорідний продуктивний розріз середнього карбону повсюдно пов'язаний з перекристалізацією, доломітизацією, сульфатизацією, окремінням та ін. збільшується ступінь їх доломітизації та сульфатизації, підвищується інтенсивність та зростає різноманітність форм прояву постседиментаційних перетворень, суттєво погіршуються колекторські властивості, нафтонасиченість складових порід та знижується стратиграфічний рівень нафтоносних колекторів. Перелічені ознаки закономірно посилюються в південно-східному напрямку, і на ділянці Юсуповського Арланського родовища весь середньокам'яновугільний розріз стає непродуктивним. На Арланській та Миколо-Березівській площах промислово нафтоносні III та IV пачки, приурочені відповідно до підошви подільського (П3) та покрівлі каширського (K1) горизонту, а на Новохазинській площі, причому лише у північній її половині (Шариповська ділянка), продуктивні нижчележачі V та VI пачки (К2 та К3), що виділяються в середині розрізу каширського горизонту. У північно-західній частині Арланського родовища на Вятській площі діапазон промислової нафтоносності збільшується, охоплюючи II-III пачки подільського горизонту (П2 та П3) та IV, V та VII пачки каширського горизонту (K1, K2 та К4), загальна потужність яких досягає 110 м ( 1).

Рис.1.Схема поширення покладів нафти у середньому карбоні Арланського родовища

Поширення нафтоносності продуктивних пластів: а - П 2, П 3, K 1, До 2, До 4; б - П 3, До 1; в-До 2, До 3; експлуатаційні площі: 1 – Вятська 2 – Арланська, 3 – Миколо-Березівська, 4 – Новохазинська. У процесі пошуково-розвідувальних робіт біля Арланського родовища відзначалися нафтопрояви, а скв. 92 і 210 на Ніколо Березовської площі були отримані притоки нафти при розтині та випробуванні пластів В2 та В3 (пачки IX та X), що залягають у нижній частині верейського горизонту. Проте їхня нафтоносність досі залишається не цілком ясною. З проведеного структурно-фаціального аналізу випливає, що передумови вкрай неоднорідного (диференційованого) просторового розподілу нафтоносності середньокам'яновугільних (точніше, каширсько-подільських) відкладень Арланського родовища були закладені в період накопичення та первинного (седиментаційно-діагенетичного) перетворення різко розчленованим рельєфом дна, нестабільними гідродинамічним, температурним та гідрохімічним режимами та загалом жарким кліматом. Це зумовило переважне накопичення карбонатних опадів, що характеризуються структурно мінералогічною неоднорідністю та різноманітністю форм прояву в наступні фази їх перетворення (пізній діагенез, епігенез) вторинних процесів, серед яких особлива роль належала доломітизації та генетично тісно пов'язаної з нею сульфатизації.

1.3 Характеристика нафти, газу та пластових вод

На території північної половини родовища (Арланська, Миколо-Березовська і Вятська площі), розташованої гіпсометрично нижче Новохазинської площі, накопичення та перетворення каширсько-подільських відкладень проходило за комбінованої участі досить інтенсивної гідродинамічної активності морських вод і катіоннообмінних (метасоматичних) формування порід колекторів. Внаслідок цього основна частина пористо-проникних прошарків продуктивних пластів K 1 і П 3 виконана органогенно-реліктовими (метасоматичними) доломітами та біоморфними (головним чином форамініферовими) доломітизованими вапняками, виникнення порового простору в яких обумовлено первинним укладанням форм. за активної участі доломітового метасоматозу. Перетворення опадів у наступні фази проходило переважно під впливом вилуговування не заміщених доломітом вапняних реліктових ділянок. Істотно інша обстановка карбонатонакоплепія в каширсько-подільський час була біля Новохазинской площі, що була велику мілину, трохи ізольовану від основних вод морського басейну. Тут під впливом високої лужності, мінералізації та температури морської поди відбувалося зближення розчинностей СаСО 3 і MgCO 3 , яке сприяло перетворенню цих компонентів на доломіт та інтенсивному його накопиченню. Причому оптимальні умови седиментації доломітів досягаються на момент перенасичення природних морських під сульфатами кальцію. За даними промислово-геофізичних досліджень свердловин, на Арланській та Миколо-Березівській площах у продуктивному шарі K 1 виділяється до шести прошарків пористо-проникних порід, у пласті П 3 – до двох. Кожен із прошарків має потужність від 0,5 до 3-4 м. Найбільш високий ступінь літологічної неоднорідності і різко виражена лінзовидність колекторів, що обумовлюють їх слабкий гідродинамічний зв'язок і вкрай низьку продуктивність, спостерігаються в продуктивних пластах К 2 і К 3 Новохазинської площі. У розрізі продуктивних пластів серед добре насичених нафтою пористо-проникних прошарків на підвищених гіпсометричних відмітках (вище ВНК) часто зустрічаються прошарки з високопористими породами (більше 15%), які через слабку проникність (менше 0,005 мкм 2) і лінзовідні (непромисловими) або повністю водоносними. Такі прошарки переважають над добре нафтонасиченими у розрізах більшості свердловин. У багатьох із них пласти містять лише поховану воду. Наявність водонасичених прошарків серед добре нафтонасичених підтверджується видобутком води разом із нафтою у свердловинах, розташованих на високих гіпсометричних відмітках (рис. 2).

Рис. 2.Схематичний профіль нафтоносної пачки каширсько-подільських відкладень Арланської площі. а - щільний поділ між пластами; прошарки: б - промислово нафтоносні, в - слабонафтонасичені, г - водонасичені; д - ВНК; е - щільні породи у продуктивному пласті; 1-8-свердловини

Для оцінки ефективної нафтонасиченої потужності продуктивних пластів у випадках недостатньо використовувати традиційний метод встановлення нижньої межі пористості, у якому породи стають непроникними і втрачають колекторські властивості. Цей кордон для каширсько-подільських відкладень становить 9-11%. Визначальним тут є мінімальне значення нафтонасиченості. При з'ясуванні характеру насиченості пластів використовувалися матеріали досліджень НГК, БК (краще на високомінералізованій воді) та ґрунтів за загальноприйнятою методикою. На підставі отриманих розподілів питомих опорів (r п) пластів, що залягають у свідомо нафтовій та водоносній частинах покладу, та розподілів комплексного параметра Кп 2 r п для цих самих пластів були виявлені їх критичні значення для нафтоносних пластів (r п = 7 Ом-м і Кп 2 r п r п = 0,41). Використовуючи конкретні залежності r п =f(k п) та рп = f(Кн), отримані за даними дослідження зразків керна, нижня межа коефіцієнта нафтонасиченості (Кн) встановлюється від 0,62 до 0,67. Ці величини добре узгоджуються із результатами випробувань свердловин, тобто. в жодному з випробуваних інтервалів, з яких було отримано промислові припливи нафти, не виділяються пласти з нафтонасиченістю менше 67%. Таким чином, за викладеною методикою для кожного продуктивного прошарку були визначені такі параметри: h еф, r п, Kп і Кн. В окремих випадках для оцінки характеру насиченості колекторів залучалися матеріали ІННК, що підтверджують встановлену величину нафтонасиченості по r п. Складна картина гіпсометричного поширення нафтоносності в розрізі за наявності водонасичених прошарків часто створює видимість різкого коливання ВНК. Кордоном покладу нафти чи контуром нафтоносності у умовах служить лінія заміщення промислово нафтоносних колекторів непроникними породами. За характером поширення нафтонасичених пластів у межах всієї площі родовища виділяються великі, середні і мінімальні за величиною і ізольовані друг від друга ділянки нафтоносності. Виявлені особливості поширення нафтоносності та будови покладів нафти в карбонатних відкладах середнього карбону Арланського родовища дозволили виділити об'єкти підрахунку, площі з різними категоріями запасів, визначити підрахункові параметри, встановити для різних ділянок поклади очікувані коефіцієнти нафтовіддачі, підрахувати балансові та видобуті. за промисловими категоріями А, В та С 1 . Родовище облаштовано, поклади нафти в середньому карбоні мають невелику глибину, що дозволяє швидко і з невеликими витратами ввести їх у промислову розробку.

2. Технологічна частина

2.1 Поточний стан розробки та динаміка основних технологічних показників родовища

Проведемо аналіз техніко-економічних показників Арланського УДНГ, поданих у таблиці 1.

Таблиця 1 - Основні техніко-економічні показники Арланського УДНГ за 2006-2008 роки.

Показники	2006	2007	2008
Видобуток нафти тис.руб	2168,5	2156	2181
Товарна нафта т.тн	2153,043	2140,664	2170,173
Валова продукція тис. руб.	1627180	1504413	1618174
Середньодобовий дебіт свердловин з нафти на свердловину відпрацьовану чинного фонду тн/сут	2,3	2,2	2,2
Видобуток рідини	12119	13325	13913
	82,1	83,8	84,3
Введення нових нафтових свердловин в експлуатацію ВКВ	27	30	28
у тч із розвідки	2	2	3
	0,954	0,956	0,950
Виконання обсягу капітальних вкладень тис.руб.	331856	700545	556037
в т.ч. експлуатаційне буріння тис.руб	82429	119800	173315
розвідувальне буріння	58183	124000	77706
Будівництво свердловин	76762	173418	124632
Середньорічна вартість основних промислово-виробничих фондів з основної діяльності	2842535	3180431	3925996
Фондовіддача (випуск валової продукції на 1 руб. середньорічної вартості промислово-виробст.фонд.) руб	0,57	0,47	0,41

Почнемо із аналізу виробничої програми. У 2008 році план з видобутку нафти було перевиконано на 3,1%. Річний рівень видобутку нафти у 2008 році порівняно з 2007 роком збільшився на 25 тис. тонн.

У той же час обсяг товарної нафти збільшився і склав 101,4% від рівня 2007 року.

На рисунках 3 та 4 представлена ​​динаміка видобутку нафти та рідини за останні 5 років роботи НГВУ «Краснохолмськнафта».

Рис. 3 Динаміка видобутку рідини

Рис. 4 Динаміка видобутку нафти

Протягом останніх років, на тлі збільшення обсягів видобутку рідини видобуток нафти поступово знижується, що свідчить про збільшення ступеня обводненості свердловин. У 2008 році було завантажено більше води, що спричинило збільшення обсягів видобутку рідини на 462,7 тис. т.

Проведемо докладніше аналіз зміни обсягу видобутку нафти та факторів, що вплинули на цю зміну.

Для наочності складемо таблицю 2 змін даних за 2008 по відношенню до 2006 і 2007 року.

Таблиця 2 – Зміна основних ТЕП

Показники	абсолютна зміна		зміна у %
	2008- 2006	2008-2007	2008/2006	2008/ 2007
Видобуток нафти тис.руб	12,5	25,0	100,6	101,2
Валова продукція тис. руб.	-9006,0	113761	99,5	107,6
Середньодобовий дебіт свердловин з нафти на свердловину відпрацьовану чинного фонду тн/добу	-0,1	0	95,7	100,0
Обводненість нафти (вагова) %	2,2	0,5	102,7	100,6
Коефіцієнт експлуатації чинного фонду нафтових свердловин	-0,004	-0,006	99,58071	99,37238

Середньодобовий дебіт свердловин з нафти падає, але в 2008 році завдяки заходам він залишився на рівні попереднього року.

Видно, що обводненість нафти, що видобувається, зростає (рис. 5), що надає негативний вплив на видобуток нафти. Порівняно з 2000 роком обводненість нафти (вагова) збільшилася на 2,2%.

Рис. 5 Динаміка обводненості нафти (вагова) %

Коефіцієнт експлуатації діючого фонду свердловин зменшується, що тягне у себе зменшення видобутку нафти.

Кількість нафтових свердловин збільшується рівномірно (рис. 6) з кожним роком приблизно 29. Завдяки цьому підтримується рівень видобутку нафти.

Рис. 6 Динаміка кількості свердловин (скв.)

2.2 Аналіз стану системи ППД

Природні режими залягання покладів нафти недовговічні. Процес зниження пластового тиску прискорюється у міру нарощування відборів рідин із пласта. І тоді, навіть за хорошого зв'язку покладів нафти з контуром харчування, його активним впливом на поклад, неминуче починається виснаження пластової енергії. Це супроводжується повсюдним зниженням динамічних рівнів рідини у свердловинах і, отже, зменшенням відборів. При організації підтримки пластового тиску (ППД) найбільш складним з теоретичних питань і досі вирішених не повністю є досягнення максимального витіснення нафти з пласта при ефективному контролі і регулюванні процесу. При цьому слід мати на увазі, що вода та нафта відрізняються своїми фізико-хімічними характеристиками: щільністю, в'язкістю, коефіцієнтом поверхневого натягу, змочуваністю. Чим більша різниця між показниками, тим складніше йде процес витіснення. Механізм витіснення нафти з пористого середовища не можна уявляти простим поршневим витісненням. Тут має місце і змішання агентів, і розрив струменя нафти, і утворення окремих потоків нафти і води, що чергуються, і фільтрація по капілярах і тріщинах, і утворення застійних і тупикових зон. p align="justify"> Коефіцієнт нафтовіддачі родовища, до максимальної величини якого повинен прагнути технолог, залежить від усіх вищеназваних факторів. Накопичені до сьогодні матеріали дозволяють оцінити вплив кожного з них. Значне місце у ефективності процесу ППД займає розміщення свердловин на родовищі. Вони визначають картину заводнення, яке поділяється на кілька видів. Підтримка пластового тиску, що з'явилося в нашій країні спочатку під назвою законтурного заводнення, набуло повсюдного поширення. Сьогодні воно є вторинним способом видобутку нафти (яким воно називалося спочатку), а неодмінною умовою раціональної розробки покладів з перших днів закладається в проекти розробки та здійснюється на багатьох родовищах країни. На Арланському родовищі різні роки проводилися великі експерименти з дослідно-промисловому випробуванню методів збільшення нафтовіддачі. Найбільшим із них було тривале закачування розчину ПАР на Миколо-Березівській площі. На жаль, результат виявився негативним та експеримент припинили. До найбільших належить також експеримент із дослідження залежності КІН від щільності сітки видобувних свердловин на Новохазинской площі. Масштаб цих робіт був унікальним. Отримані результати однозначно довели, що вироблення запасів істотно визначається щільністю сітки. Крім перерахованих експериментів на родовищі в дослідному і промисловому масштабах проводилися роботи з внутрішньопластового горіння (вдалося організувати горіння, але через наявність кислих продуктів результати виявилися негативними), інтенсифікації вироблення недренованих запасів малопотужних пластів шляхом скорочення відстані між видобувними і нагнітаючими, Зміни напрямку фільтрації, закачування гелеутворювальних композицій та ін. Можна відзначити, що розробка покладів середнього карбону та турнейського ярусу до цього часу ведеться безсистемно, так як власної сітки свердловин на ці об'єкти, так само як і системи підтримки пластового тиску немає (крім Вятської площі, де поклади каширо-подільського горизонту розбурені за своєю сіткою свердловин із застосуванням заводнения). Розробка цих об'єктів здебільшого планується з допомогою поворотного фонду. Усього пробурено близько 9 тис. свердловин різного призначення. Обводненість продукції становить 95%. Видобуток нафти знизився до 4,2 млн. т/рік. З експлуатації виведено понад 1000 свердловин. Відбір рідини також знизився із 160 до 80 млн. т. За весь термін розробки видобуто 457 млн. т нафти, зокрема 404,2 млн. т із ТТНК. Проте, попри окремі недоліки, розробка родовища можна оцінити як задовільна. Досягнутий КІН становить 0,396 і стан розробки дозволяє сподіватися, що затверджений КІН буде досягнутий. Технологічна схема ППД на Арланському УДНГ визначається проектом розробки нафтового родовища та насамперед кількістю та розташуванням нагнітальних свердловин. Можна виділити такі важливі системи ППД Арланського УДНГ:

а) автономну систему, коли об'єкт закачування (насосна станція) обслуговує одну свердловину нагнітальну і розташовується в безпосередній близькості від неї;

б) централізовану систему, коли насосна станція забезпечує закачування агента в групу свердловин, розташованих на значній відстані від насосної станції.

У свою чергу, централізована система ППД поділяється на групову та променеву. При груповий системі кілька свердловин забезпечуються одним нагнітальним трубопроводом: різновидом груповий системи є застосування розподільних пунктів (РП), у разі група свердловин підключається безпосередньо до РП. При променевій системі від насосної станції до кожної нагнітальної свердловини підводиться окремий нагнітальний водовід. Автономна система включає водозабірну споруду, станцію підйому, нагнітальну насосну станцію, нагнітальну свердловину. Водозабірна споруда є джерелом водопостачання: тут здійснюється видобуток води для цілей закачування в пласт. Водозабори поділяються на: а) підруслові; б) відкриті. У підруслових водозаборах уздовж русла річок буряться підруслові свердловини завглибшки 12...15 м і діаметром 300 мм до водоносного горизонту. Підйом води проводиться артезіанським або електричним насосом, що спускається в свердловину. У сифонних водозаборах відкачування води зі свердловин проводиться під дією вакууму, створюваного спеціальними вакуум-насосами у вакуум- котлі, і відкачування води, що надходить в них, насосами на насосну станцію П підйому і об'єкта закачування. У відкритих водозаборах насосний агрегат встановлюється поблизу вододжерела і відкачує воду на об'єкт закачування. Можуть застосовуватися заглиблені насосні станції з розташуванням насосів нижче за рівень річки. В останні роки все більшу частку води, що закачується в пласт, займають стічні води, які проходять очищення на спеціальних спорудах і ними ж відкачуються на об'єкти закачування. Централізована система закачування включає водозабір, станцію другого підйому, кущову нагнітальну насосну станцію і нагнітальні свердловини. Кущова насосна станція (КНС) являє собою спеціальну споруду, виконану з бетону або цегли, в якій розміщується насосне та енергетичне обладнання, технологічна обв'язка, пускова та регулююча апаратура. В останні роки на Арланському УДНГ набули поширення блокові НКР, які виготовляються на заводах у вигляді окремих блоків і доставляються до місця монтажу у зібраному вигляді.

3. Проектна частина

3.1 Нова техніка та технологія очищення стічних вод

Нафтопромислові стічні води є розбавлені дисперсні системи щільністю 1040-1180 кг/м 3 , дисперсійні середовища яких - високомінералізовані розсоли хлор-кальцієвого типу (хлорид натрію, хлорид кальцію). Дисперсні фази стічних вод - крапельки нафти та тверді суспензії. При вилученні з надр продукції свердловин пластова вода, що знаходиться в емульгованому стані, практично не містить будь-яких забруднень: домішки не перевищують 10-20 мг/л, але після розшарування емульсії на нафту і воду вміст диспергованих частинок у воді, що відділяється, сильно зростає: нафти - до 4-5 г/л, механічних домішок – до 0,2 г/л. Пояснюється це тим, що в результаті зниження міжфазного натягу на межі нафта-вода внаслідок введення в систему реагенту-деемульгатора та турбулізації розшарованого потоку інтенсифікується диспергування нафти у воді, а також відмив і пептизація різних шламових відкладень (продуктів корозії, глинистих) поверхні трубопроводів. Крім того, в апаратах-водовідділювачах накопичується проміжний шар, що складається з крапель води з неруйнованими бронюючими оболонками, агломератівтвердих частинок, механічних домішок, асфальтосмолистих речовин та високоплавких парафінів, мікрокристалів солей та інших забруднювачів. У міру накопичення частина проміжного шару скидається з водою і значна кількість забруднюючих домішок переходить у водне середовище. Внаслідок змішування вод різного хімічного складу відбувається порушення сульфатної рівноваги, що теж призводить до збільшення твердого осаду. Стічні води містять розчинені гази: кисень, сірководень, вуглекислий газ, які інтенсифікують їх корозійну активність, що призводить до швидкого зношування нафтопромислового обладнання та трубопроводів і, отже, до вторинного забруднення стічних вод продуктами корозії. У стічних водах міститься закисне залізо - до 0,2 г/л, окиснення якого призводить до утворення осаду та вуглекислого газу. Нафтопромислові стічні води можуть бути заражені сульфатовосстанавливающими бактеріями, що надходять із зливовими водами, що сприяють випаданню опадів карбонату кальцію та сульфіду заліза. Наявність у стічній воді крапель нафти та механічних домішок призводить до різкого зниження прийомистості продуктивних та поглинаючих пластів. Тому перед закачуванням стічних вод у продуктивні або поглинаючі пласти потрібно їх очищення. Основними якісними показниками вод, що уможливлюють їх застосування, є:

4) концентрація водневих іонів (рН) – 8,5…9,5;

Ці дані наведені з досвіду застосування ППД на Туймазинському родовищі і мають бути переглянуті з організацією ППД інших районах. На Туймазинському родовищі було апробовано хімічну обробку прісної води з метою видалення з неї солей та зважених частинок. Згодом відмовилися від багатьох процесів підготовки води, вважаючи їх невиправданими. Однак, якщо для цього родовища, що має високу пористість і проникність пластів, відмова від підготовки води за вказаною технологією не викликала значних ускладнень у роботі системи, для інших районів вона могла виявитися неприйнятною. Потім почалося закачування пластових вод, яке зажадало свого підходу. Пластові води відрізняються великим вмістом солей, механічних домішок, диспергованої нафти, високою кислотністю. Так, вода пласта Д 1 Туймазинського нафтового родовища відноситься до високомінералізованих розсолів хлоркальцієвого типу щільністю 1040 ... 1190 кг/куб. із вмістом солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхневе натяг води на кордоні з нафтою становить 5,5...19,4 дин/см, вміст завислих частинок – до 100 мг/л, гранулометричний склад завислих речовин характеризується переважним вмістом частинок до 2 мкм (більше 50% вагових). Пластові води в процесі відокремлення від нафти поєднуються з прісними, з деэмульгаторами, і навіть з технологічної водою установок з підготовки нафти. Саме ця вода, що отримала назву стічної, закачується у пласт. Характерною особливістю стічної води є вміст нафтопродуктів (до 100 г/л), вуглеводневих газів до 110 л/куб.м., завислих частинок – до 100 мг/л. Закачування в пласт такої води не може проводитися без очищення до необхідних нормативів, що встановлюються за результатами дослідного закачування. В даний час з метою скорочення споживання прісних вод та утилізації пластових вод, що видобуваються, широко застосовується використання для цілей ППД стічних вод. Вода повинна пройти попереднє очищення від хутряних домішок (до 3 мг/л) та нафтопродуктів (до 25 мг/л). Найпоширеніший спосіб очищення – гравітаційний поділ компонентів у резервуарах. У цьому застосовується закрита схема. Відточна вода із вмістом нафтопродуктів до 500 тис.мг/л та міхпримішок до 1000 мг/л надходить у резервуари-відстійники зверху. Шар нафти, що знаходиться вгорі, є своєрідним фільтром і покращує якість очищення води від нафти. Мехпримеси осідають вниз і в міру накопичення видаляються з резервуару. З резервуару вода надходить у напірний фільтр. Потім трубопровід подають інгібітор корозії, і насосами вода відкачується на КНС. Для накопичення та відстою води застосовують вертикальні сталеві резервуари. На внутрішню поверхню резервуарів наносяться антикорозійні покриття з метою захисту від пластових вод. Вибір технологічної схеми очищення стоків залежить від багатьох факторів: типу виробництва, вихідної сировини, вимог до якості та обсягів стічних вод, що очищаються. Вибір очисних споруд передбачає комплексну оцінку виробничих умов: наявність наявного очисного обладнання, наявність виробничих площ для модернізації наявного та розміщення нового обладнання, що входять та необхідні на виході концентрації забруднюючих речовин та багато іншого. Установки з підготовки стічних вод для заводнення нафтових пластів поділяються на відкриті та закриті. Стічні води I в установці для підготовки стічних вод відкритого типу, що надходять з установки підготовки нафти, направляються в пісковловлювачі. , де осідають великі механічні домішки. З пісковловлювача стічна вода самопливом надходить у нафтову пастку 3, яка служить для відокремлення від води основної маси нафти та механічних домішок II. Принцип дії її заснований на гравітаційному поділі при малій швидкості руху стічної води (менше 0,03 м/с). При такій швидкості руху стічної води краплі нафти діаметром понад 0,5 мм встигають випливти на поверхню. Нафту III, що накопичилася в пастці, відводять по нафтозбірній трубі і насосом. 2 подають на встановлення підготовки нафти на повторну обробку. Після нафтові пастки стічні води для доочищення від нафти та механічних домішок надходить у ставки-відстійники. 4, де тривалість відстоювання може бути від кількох годин до двох діб. Іноді для прискорення процесу осадження твердих зважених частинок або нейтралізації стічних вод перед ставками-відстійниками до води додають хімічні речовини: вапно, сірчанокислий алюміній, аміак та ін. домішок - 20-30 мг/л. Така глибина підготовки стічної води IVзазвичай достатня для закачування її в пласти, що поглинають, і в цьому випадку вода через камери 5 і 6 надходить прийом насосів 7, здійснюють закачування їх у поглинаючі свердловини. Закачування води в нагнітальні свердловини вимагає глибшого її очищення. В цьому випадку стічна вода з камери 6 насосом 8 прямує в поперемінно працюючі фільтри 9 і 10. Як фільтруючий матеріал використовують кварцовий пісок (фракція 0,5-1,5 мм), антрацитову крихту, керамзитовий пісок, графіт та ін. 50 мг/л. Залишковий вміст нафти та механічних домішок після фільтру становить 2-10 мг/л. З фільтра очищена вода Vнадходить у ємність 11, звідки насосом високого тиску 14 закачується в нагнітальну свердловину. Після 12-16 год роботи фільтр забруднюється і потік переключається на інший фільтр, а забруднений фільтр перемикають на промивання. Промивання фільтра проводять очищеною водою, що забирається насосом 13 з ємності 11 і прокачується через фільтр у зворотному напрямку. Тривалість промивання становить 15 – 18 хв. Вода з брудом, що промивається, скидається в ілонакопичувач 12. Установки з підготовки стічних вод закритого типу передбачають виключення контакту води з киснем повітря для запобігання окислювальним реакціям. За принципом дії установки закритого типу поділяються на відстійні, фільтраційні, флотаційні та електрофлотаційні.

Водонафтова емульсія I в установці з підготовки стічних вод закритого типу, що надходить з промислу, змішується з гарячою пластовою водою VII, що виводиться з відстійників або підігрівачів-деемульсаторів установки підготовки нафти і містить реагент-деемульгатор, проходить каплеобразователь 1 і надходить в резерву гідрофільним фільтром 2 , в якому здійснюється попереднє скидання води. Резервуар-відстійник з гідрофільним рідинним фільтром виконаний на основі типового вертикального резервуара і має сифонний пристрій, що забезпечує підтримку заданого шару води під шаром нафти. Водонафтова емульсія, що змінила свій тип із зворотного на прямий в результаті змішування з гарячою водою з реагентом-деемульгатором і турбулентного перемішування в краплеутворювачі, надходить у резервуар-відстійник 2 під шар води крізь розподільник. Піднімаючись через гідрофільний рідинний фільтр (шар води) краплі нафти звільняються від емульсійної води. Таким чином, відбувається попереднє зневоднення нафти і попередньо зневоднена нафта II виводиться з верхньої частини резервуара-відстійника. 2. Стічна вода III, що відокремилася на цій стадії, перетікає в резервуар-відстійник з гідрофобним рідинним фільтром. 3. Цей резервуар-відстійник також виконаний на основі типового вертикального резервуару та має сифонний пристрій, що забезпечує підтримку заданого нафтового шару над шаром води. Стічна вода вводиться через променевий перфорований розподільник у шар нафти (рідинний гідрофобний фільтр) і, опускаючись донизу, звільняється від крапель нафти. Уловлена ​​нафта V (пасткова нафту) збирається в камері, виводиться зверху резервуара-відстійника і прямує на встановлення підготовки нафти. На межі розділу нафта-вода може утворюватися шар неруйнівної емульсії IV , яка періодично виводиться та спрямовується також на встановлення підготовки нафти. Вода, що пройшла через шар нафти і що звільнилася від основної частини краплинної нафти, піддається ще й відстою у шарі води. Всі ці операції забезпечують досить глибоке очищення пластової води від краплинної нафти, і очищена вода VI, пройшовши ємність 4 , насосом 5 закачується в поглинаючі або нагнітальні свердловини. Основним апаратом установок з підготовки стічних вод закритого типу на принципі фільтрації є коалесцирующий фільтр-відстійник типу ФЖ-2973, розроблений інститутом БашНІПІнефть. Стічна вода попередньо піддається відстою у горизонтальному відстійнику, а потім через патрубок введення 6 надходить у приймальний відсік Вфільтра-відстійника, розташований у середній частині корпусу 3. З приймального відсіку стічна вода через перфоровані перегородки 10 надходить у фільтраційні відсіки Б.Фільтраційні відсіки заповнені коалесціюючим фільтром 5, як якого застосовують гранульований поліетилен з розміром гранул 4-5 мм. Поліетилен має гідрофобну властивість: нафта змочує його, а вода немає. Тому краплі нафти, затримуючись на поверхні гранул, зливаються (коалескують) і виходять із фільтраційних відсіків Бу відстійні відсіки Ау укрупненому вигляді. З цієї причини у відстійних відсіках відбувається швидке розшарування води і крапель нафти і нафта виводиться зверху через патрубки виведення нафти 1, а очищена вода - через патрубки 7. механічні домішки, що осаджуються у відстійних відсіках, виводяться через патрубки 8. Відстійні відсіки забезпечені люками-лазами 2. Завантаження та вивантаження гранульованого поліетилену у фільтраційні відсіки проводиться через люки 4 і 9. При засміченні гранульованого поліетилену здійснюють його промивання подачею в очищену воду 10-15% гасової дисперсії протягом 30 хв.

Технологічна схема установки з підготовки стічних вод закритого типу на принципі відстою

Підготовка стічних вод, заснована на принципі флотації, здійснюється у резервуарі-флотаторі. Флотація - це процес вилучення з рідини дрібних дисперсних частинок за допомогою газових бульбашок, що спливають в рідині. У резервуарі-флотаторі бульбашки газу утворюються у флотаційній зоні 5 за рахунок виділення розчиненого газу з газонасиченої стічної води внаслідок зниження тиску при надходженні її до цієї зони. Тиск насичення води газом – 0,3-0,6 МПа; кількість виділеного газу із води - 25 л/м 3 . Газонасичена вода через патрубок 1 введення вводиться в нижню частину флотаційної зони за допомогою перфорованого розподільника. Стічна вода піднімається у флотаційній зоні зі швидкістю, що забезпечує тривалість перебування води у флотаційній зоні близько 20 хв. Бульби, що виділяються газу, піднімаючись зверх, зустрічають на своєму шляху дисперсні частинки, розподілені у воді. Дисперсні частинки, які погано змочуються водою (крапельки нафти), захоплюються бульбашками і флотуються на поверхню, утворюючи там шар піни. Уловлена ​​нафта збирається в юльцевий жолоб 4 для збору нафти та виводиться через патрубок 2. Вода із флотаційної зони 5 перетікає у відстійну зону 6, розташовану в кільцевому просторі між корпусом 3 резервуару та флотаційної зоною, де повільно опускається вниз. Дисперсні частинки, які добре змочуються водою, не захоплюються бульбашками газу у флотаційній зоні, а під дією сили тяжіння осідають вниз у флотаційній та відстійній зонах, звідки осад виводиться через відповідні перфоровані труби та патрубки. 9 і 10. Очищена вода виводиться через кільцевий перфорований колектор та патрубок 8. Резервуар-флотатор герметизований, тому газ, що виділяється з води, виводиться зверху резервуара через патрубок 7. Вміст домішок (мг/л) у стічній воді, що надходить у резервуар-флотатор на очищення, має бути: нафти - 300, механічних домішок - до 300. вміст у очищеній воді, що виходить із резервуара-флотатора, становить (мг/л): нафти - 4-30, механічних домішок - 10-30.

Електрофлотація - це флотація газом, що утворився результаті електролізу. При електролізі води утворюються бульбашки кисню та водню. Перевага електрофлотації в порівнянні з газовою флотацією - можливість отримання при електролізі тонкодиспергованих бульбашок газу до 16 * 10 7 шт/(м 2 * хв), що призводить до швидкого освітлення води, що містить нафту. Сутність електрофлотаційного способу очищення стічних вод включається в наступному. У технологічній ємності встановлюють електроди та пропускають постійний електричний струм. В результаті електролізу на електродах виділяються газові бульбашки, які піднімаються вгору, пронизуючи шар оброблюваної нафтовмісної води. Під час руху у стічній воді бульбашки стикаються з дисперсними частинками, зваженими у воді, прилипають до них і флотують їх. Таким чином, дисперсні частинки збираються у верхній частині посудини у вигляді піни, яку видаляють за допомогою скребкового транспортера. Очищена вода виводиться через патрубок, розташований унизу апарата. На процес очищення стічних вод методом електрофлотації істотно впливає розташування електродів. Рекомендується розташовувати один електрод у нижній частині апарату так, щоб він наскільки можна закривав все дно. Це необхідно для того, щоб бульбашки, що виділяються при електролізі на цьому електроді, пронизували весь обсяг води, що обробляється і забезпечували флотацію дисперсних частинок. Другий електрод закріплюють у вертикальному положенні, щоб він не перешкоджав флотації дисперсних частинок. Електроди виконують у вигляді пластин, ґрат, можна використовувати рухомі електроди з метою регулювання відстані. між ними. Для підвищення ефективності процесів флотації та електрофлотації в оброблювану стічної води вводять хімічні реагенти, які за механізмом на дисперсні частинки поділяються на дві групи: коагулянти і флокулянти. Коагулянти - це електроліти, додавання яких у стічні води призводить до об'єднання дрібних дисперсних частинок у досить великі з'єднання з подальшим їх осадженням. Механізм дії такого коагулянту, як сірчанокислий алюміній, полягає в наступному. При розчиненні сірчанокислого алюмінію відбувається його гідроліз:

Аl 2 (SO 4) 3 « 2AI 3+ + 3SO 4 2- ,

Аl 3+ + ЗН 2 Про «Аl(ОН)з + ЗН+.

Гідроокис алюмінію, що утворюється при цьому, являє собою пластівеподібний драглистий осад, який, осідаючи, захоплює за собою дисперсні частинки (нафта і механічні домішки). Так як цей процес проходить активно в лужному середовищі, то одночасно з коагулянтом додають аміачну воду або вапняне молоко (одержуване гасінням вапна). Крім сірчанокислого алюмінію, коагулянтами є хлорне залізо, залізний купорос. Флокулянти – це високомолекулярні водорозчинні поліелектроліти. Механізм їхньої дії полягає в тому, що довгі ланцюги молекул поліелектроліту адсорбуються своїми активними центрами (гідрофільними групами) на поверхні дисперсних частинок, що призводить до утворення пластівців (флокуляції). На відміну від коагуляції при флокуляції дисперсні частинки не контактують одна з одною, а розділені містком з молекулярного ланцюга флокулянта. В якості флокулянтавикористовується водорастворимий полімер поліакриламід(ПАА). Ефективність коагулянтів та флокулянтів істотно зростає при їх спільному застосуванні у процесі очищення стічних вод. При цьому дозування флокулянтів у десятки чи навіть у сотні разів менше, ніж коагулянтів.

3.2 Шляхи вдосконалення технології закачування води у пласт

На багатьох багатопластових родовищах Арланського УДНГ та на одну нагнітальну свердловину припадає більше двох вже розкритих (перфорованих) експлуатаційних об'єктів. Це робилося підтримки пластового тиску (обсягів закачування води) за обмеження капітальних вкладень для будівництва нових нагнітальних свердловин. Відомо, що спільне закачування води в кілька пластів, неоднорідних за проникністю, призводить до швидкого обводнення покладів, низького охоплення їх впливом та утворення водяних блокад окремих невироблених зон. При цьому прискорене просування фронту витіснення нафти водою по високопроникних пластах призводить до проривів води до вибоїв свердловин, що видобувають, і як наслідок зростають обсяг попутно видобувається води і витрати на її нагнітання. Це в кращому разі призводить до підвищення собівартості видобутку нафти, а в гіршому випадку - виведення обводненої свердловини з експлуатації разом із втратою неосвоєних запасів нафти, що залишилися у пластах. Практика спільного закачування води в кілька пластів призводить також до втрати інформації про фактичні закачування води в кожен із пластів. Суперечність «економічних міркувань» та охорони надр при виборі експлуатаційних об'єктів вже зараз можна врегулювати, якщо використовувати технологію одночасно – роздільне закачування води в кілька експлуатаційних об'єктів через одну свердловину. Ця технологія є частиною технології одночасно роздільної розробки кількох експлуатаційних об'єктів, запропонованої НДІ «УралГеоТех» та НДІ «Башнефть». Головною відмінністю цієї технології є: почерговий спуск секцій пластів, перевірка герметичності пакера (знизу і зверху) для кожної наступної секції, що відповідає інтервалу, на який потрібно і можна створювати диференційовану репресію. Це дозволить попередити перетікання як між вибраними інтервалами – пластами через пакер у момент закачування (при різних репресіях для різних інтервалів), так і через колону труб у момент зупинки, незважаючи навіть на суттєву відмінність у пластових тисках, а також гарантувати надійне вилучення багатопакерної установки з свердловини для ревізії чи ремонту. Ця технологія дозволяє досліджувати окремо кожен із виділених інтервалів і встановлювати їм оптимальне значення репресії з урахуванням існуючих обмежень. Для реалізації технології використовується свердловинна установка, що складається з колони труб з декількома пакерами, кількість яких збігається з кількістю секцій, причому кожна секція включає щонайменше одну свердловинну камеру з клапаном, що регулює потік. При цьому один або кілька пакерів зверху оснащені роз'єднувачем колони труб без або з термокомпенсатором або окремим телескопічним з'єднанням для роздільного спуску і вилучення кожної секції зі свердловини, а також зняття напруги колони труб. На рис.1 наведено схему компонування для закачування води за трьома експлуатаційними об'єктами (ізольованими пластами). У правилах розробки нафтових і газонафтових родовищ під експлуатаційним об'єктом розуміють «продуктивний пласт, частину пласта або групу пластів, виділених для розробки самостійною сіткою свердловин» не виключає її суміщення з іншими об'єктами, але мають індивідуальну систему впливу, що забезпечує диференційоване управління фільтраційними пластами ( тисків)». Якщо через одну нагнітальну свердловину впливають на два неоднорідних і гідравлічно ізольованих пласти двома різними репресіями, а з боку видобувних свердловин на ті ж пласти також створюють незалежні значення депресій, то ці пласти слід розглядати як окремі експлуатаційні об'єкти розробки.

Рис. 7 Схема підземного компонування ГРЗ нагнітальної свердловини

І навпаки, якщо при спільній експлуатації кількох пластів деякі з цих пластів взагалі не охоплені впливом, наприклад через низьку проникність або через неможливість створити на них граничний градієнт тиску, то навряд чи їх можна відносити до експлуатаційних об'єктів, тому що в цьому у разі вони нічим не відрізняються від неперфорованих пластів. Самостійна сітка свердловин на рівні кожного об'єкта потрібна виключно для забезпечення оптимального поля пластового тиску, адаптованого до конкретних геолого-технологічних умов виділеного об'єкта. При технології одночасно роздільної розробки кількох об'єктів це можливо забезпечити за допомогою сумісної сіткою свердловин. В даний час проведено роботу для нагнітальних свердловин з чотирма ізольованими інтервалами пластів, але існує принципова та технічна можливість значно збільшити кількість таких інтервалів (об'єктів). Успішне впровадження даної технології можливе на нагнітальних свердловинах, що мають відкритий ствол до продуктивних пластів, що дозволяє змінювати режими закачування води в кожен з інтервалів (пласт) шляхом зміни регулюючих клапанів або штуцерів за допомогою канатної техніки та спеціальних інструментів. При використанні даної технології можна контролювати закачування води в кожен об'єкт і оптимально регулювати процеси розробки - диференційовано впливати на окремі пласти за рахунок оперативного (зміною гирлового регуляторів або вибійних регуляторів у відповідних секціях) зміни режимів кожного з пластів свердловини в широкому діапазоні, що в кінцевому підсумку дозволить збільшити коефіцієнт нафтовіддачі. Дана технологія дозволяє оптимізувати репресії, змінювати напрями фільтрації, робити нестаціонарне заводнення навіть у зимовий період. Таким чином, на багатопластових родовищах необхідно проводити широкомасштабне впровадження технології ОРРНЕО з метою забезпечення диференційованого на різні експлуатаційні об'єкти (інтервали та/або ділянки пласта). В даний час проведено роботу для нагнітальних свердловин з чотирма ізольованими інтервалами пластів, але існує принципова та технічна можливість значно збільшити кількість таких інтервалів (об'єктів). Діаметр колони труб та типорозміри регулюючого клапана для кожної секції вибирають за допомогою програмного комплексу Уральської філії НДІ «Башкіргаз» SANDOR залежно від геолого-промислових характеристик відповідних їм експлуатаційних об'єктів. Кожну наступну секцію спускають колоні технологічних труб, а верхню секцію - колоні фондових труб. Спеціалізоване обладнання для реалізації технології ОРРНЕО розробляє ТОВ НТП "Нафтогазтехніка" м. Уфа. Зупинимося докладніше окремих розробках. Роз'єднувач колони типу РКГ, РКМ, РКШ. Роз'єднувач колони призначений для від'єднання (гідравлічним впливом - РКГ або механічно РКМ, РКШ) і наступного з'єднання (автоматично - гідравлічним або механічним впливом) колони НКТ із встановленим у свердловині пакером, а також для компенсації зміни довжини колони НКТ за термобаричних умов (мал. ) Пакер типу ПДШ. Головна перевага даного пакера - підвищення його герметичності, а також надійність вилучення зі свердловини. При цьому скорочується кількість спуско-підйомних операцій та аварій під час експлуатації багатопакерної установки. Пакер включає зверху якір, що спрацьовує як від трубного, так і від вибійного тиску, що підвищує надійність пакера як при посадці, так і його експлуатації. Також пакер має знизу заякорювальний пристрій "конус - плашок", що звільняється як від натягу (8 - 12 тн) колони труб, так і без натягу, шляхом переміщення (механічним або гідравлічним шляхом) втулки, що ковзає, в стовбурі, не зрізаючи при цьому зрізних гвинтів плашка .

Рис.8 Роз'єднувач колони РКШ

Вибійний регулятор типу 5 РД. Даний регулятор дозволяє в залежності від параметрів пласта підтримувати заданий вибійний тиск або задану витрату води в процесі накачування навіть при зміні пластового тиску та коефіцієнта прийомистості. Устьовий регулятор типу 5 РР. Даний регулятор на відміну традиційно використовуються гирлових штуцерів дозволяє оперативно змінювати і підтримувати задані значення гирлового тиску, зокрема під час дослідження пластів. Ефективність технології одночасно роздільного закачування води у кілька пластів на нагнітальних свердловинах була перевірена на наступних багатопластових родовищах: Ван'єганському, Ай-Єганському, Приобському, Тарасівському, Барсуківському, Південно-Тарасовському, Фестивальному, Східно-Ягтинському, Південно-Хрампурі. Економічний ефект зазначеної технології в основному виявляється у додатковому видобуванні нафти або скороченні капітальних вкладень на буріння додаткових свердловин. Технологія дозволяє порівняно з роздільною експлуатацією кількох пластів:

Скоротити капітальні вкладення буріння свердловин (в 2-3 разу);

знизити експлуатаційні витрати (змінні витрати) (на 20-40%);

зменшити термін освоєння багатопластового родовища (на 30%);

Збільшити рентабельний термін розробки обводнених та загазованих пластів продовженням їх експлуатації із підключенням додаткових об'єктів;

Збільшити коефіцієнт нафтовіддачі пластів рахунок збільшення терміну їх рентабельної розробки;

Зменшити ймовірність замерзання фонтанної арматури та викидних колекторів нагнітальних свердловин через низьку проникність пласта;

Підвищити ефективність використання свердловин та свердловинного обладнання;

Зменшити ймовірність утворення негерметичності експлуатаційної колони.

Порівняно зі спільною експлуатацією кількох пластів технологія дозволяє:

Збільшити коефіцієнт нафтовіддачі пластів за рахунок розукрупнення об'єктів різної проникності та різної насиченості та підвищення ступеня охоплення їх заводнення;

Збільшити видобуток нафти на 30-40% за рахунок диференційованого та керованого впливу на кожен із пластів;

Забезпечити облік закачуваної води (агент) у кожен із пластів;

Попередити міжпластові перетікання по стовбуру свердловини в момент її зупинки та при малих репресіях;

Підвищити ефективність методів підвищення нафтовіддачі за рахунок використання однієї свердловини одночасно для ППД та селективного закачування агента для вирівнювання профілю прийомистості;

Нестаціонарно впливати на пласти, змінюючи їх режими;

Забезпечити підвищені репресії на низькопроникні нафтонасичені пласти з одночасним обмеженням закачування води у високопроникні пласти;

Регулювати напрями та швидкості фільтрації пластових флюїдів, оперативно керуючи полем пластових тисків;

зменшити ймовірність утворення негерметичності експлуатаційної колони;

Дослідити та контролювати розробку окремих пластів. В даний час технологія успішно впроваджена на 37 нагнітальних свердловинах, у тому числі на 12 з трьома пластами та на 25 з 2-ма пластами. Технологія найбільш ефективно реалізується на газліфтних та нагнітальних свердловинах.

4. Розрахункова частина

4.1 Розрахунок часу розробки нафтового покладу

У зв'язку з цим, одним із завдань аналізу розробки є підтвердження заданого проектним документом режиму роботи родовища, для чого розглядається динаміка середнього пластового тиску в зоні відбору та стан поточного пластового та вибійного тиску та газового фактора за площею пласта на дату аналізу. Якщо виявляється, що значення середнього пластового тиску в зоні відбору нижче тиску насичення, а вибійний тиск у видобувних свердловинах знизилося по відношенню до тиску насичення більш ніж на 25% при значному підвищенні газового фактора, то водонапірний режим на родовищі відсутня і розробка його ведеться на режимі розчиненого газу. Слід зазначити, що на рівні розвитку нафтопромислової справи таке становище спостерігається виключно рідко. При затримці застосування методу підтримки тиску, а також для підтвердження існування пружноводонапірного режиму визначається запас пружної енергії або обсяг нафти, що видобувається з покладу за рахунок пружної енергії рідини та пласта

· - Запас пружної енергії покладу;

· - Коефіцієнт упругоємності пласта;

· - Об'єм пласта;

· - зниження тиску,

· - Пористість;

· - Коефіцієнт стисливості рідини (нафти);

· - Коефіцієнт стисливості середовища (породи);

· - Початковий середній пластовий тиск;

· - поточний середній пластовий тиск.

Зіставляючи поточну накопичену видобуток нафти і з , можна переконатися у наявності ще поклади пружної енергії чи необхідності застосування методів підтримки тиску. Для виявлення режимів нафтового покладу крім даних про параметри пласта, співвідношення тиску насичення та пластового тиску, необхідно встановити гідродинамічний зв'язок даного покладу із законтурною областю. Зв'язок цей може проявлятися по-різному. У практиці розробки нафтових родовищ можливі випадки взаємодії сусідніх родовищ, які входять у єдину водонапірну систему. Вплив сусідніх родовищ необхідно враховувати при аналізі пластових тисків і в гідродинамічних розрахунках при проектуванні за умови, що ці родовища великі за розмірами видобутку та закачування, якщо вони експлуатуються тривалий час і якщо на них закачування води розпочато з відставанням по відбору або систематично ведеться менших обсягах, ніж відбір рідини. У разі потреби цей вид дослідження краще проводити при складанні проектного документа. Якщо це зроблено, то оцінку впливу роботи сусідніх родовищ на аналізовані слід зробити під час аналізу розробки. Вплив розробки сусідніх родовищ встановлюється щодо зміни пластового тиску та зміщення водонафтового контакту, а іноді відзначається і переміщення покладу нафти. Легше встановити це на початок розробки розглянутого родовища по аномально низькому проти сусідніми покладами початковому пластовому тиску. У процесі роботи вплив сусідніх покладів встановлюється методом комп'ютерного моделювання. Гідродинамічний зв'язок даного покладу з законтурною областю проявляється також під час роботи законтурних і приконтурних нагнітальних свердловин як витоків води, що закачується в законтурну область. Якщо при внутрішньоконтурному заводнінні вся вода, що закачується, йде всередину покладу, то в законтурних свердловин частина закачування йде за контур нафтоносності, особливо в перші роки розробки родовища. Оцінити обсяг витоків за контур нафтоносності потрібно також при встановленні тиску на лінії нагнітання вище початкового пластового тиску та значному перевищенні накопиченого накачування над накопиченим з початку розробки відбором рідини. Визначення обсягів витоків провадиться шляхом комп'ютерного моделювання або за формулами пружного режиму (метод послідовної зміни стаціонарних станів) за умови подання покладу у вигляді укрупненої свердловини:

· - Витоку закачуваної води в законтурну область;

· - Середня проникність пласта;

· - Товщина пласта;

· - В'язкість води;

· - Поправочний коефіцієнт, що визначається в період пробної експлуатації;

· - Тиск на лінії нагнітання;

· - Початковий пластовий тиск;

· - Безрозмірне закачування на момент часу t визначається по таблиці 1.

· - Безрозмірний час, ;

· - Радіус укрупненої свердловини;

· - Коефіцієнт п'єзопровідності.

4.2 Розрахунок процесу закачування тех. рідин у свердловини

Сумарне закачування по рядах нагнітальних свердловин, за родовищем і його об'єктами визначається як сума кількостей води, що закачується, по окремих свердловинах. Розподіл закачування при внутрішньоконтурному заводнінні між сусідніми площами або блоками розробки здійснюється відповідно до темпів відбору рідини або відповідно до середньої гідропровідності суміжних площ або блоків розробки. Розподіл обсягів закачуваної води в свердловинах рядів, що розрізають, між сусідніми площами рекомендується проводити з урахуванням відборів рідини та зміни пластового тиску за аналізований період на цих площах за формулою:

· - обсяг закачування за аналізований період (можна за роками або ще дрібніше);

· - Відбір рідини за аналізований період з половини площі, що примикає до ряду свердловин нагнітальних;

· - Коефіцієнт упругоємності пласта на прилеглій площі;

· - Зміна пластового тиску на прилеглій площі за аналізований період;

· - Об'єм пласта в межах прилеглої площі;

· - Втрати закачування (витікання в інші пласти через негерметичність колони, втрати на поверхні та ін.).

Так само як і при розподілі видобутку нафти та рідини, найбільшу складність та умовність є розподілом закачування між пластами багатопластового родовища з використанням даних витратометрії. Простіший спосіб полягає у розподілі закачування пропорційно накопиченої видобутку рідини пластів. Кількісне визначення ефективності ГМПН пластів, тобто. видобуток нафти за рахунок застосування гідродинамічної дії, що проводиться шляхом порівняння з показниками базового варіанту. Базовий варіант - це варіант розробки, який був реалізований на даному об'єкті гідродинамічного впливу, якби на ньому не застосовувався аналізований ГМПН пластів. Ефект від гідродинамічного впливу за цей інтервал часу визначається як різниця між фактичною видобуванням нафти та видобутком нафти за базовим варіантом. Прогноз показників розробки базового варіанта (видобуток нафти, рідини, обводненість, кількість свердловин, перепадів тисків та ін) повинен проводитися на строк від одного до шести років, залежно від технології впливу, що застосовується. Видобуток нафти (технологічна ефективність) з допомогою ГМПН пластів бажано визначати щокварталу. У випадках, коли приріст видобутку нафти за квартал виявиться незначним у порівнянні із загальним видобуванням нафти з об'єкта впливу, квартальна ефективність оцінюється як четверта частина річного ефекту. Ефективність ГМПН пластів має визначатися загалом по об'єкту впливу. У випадках, коли ефект визначається за окремими свердловинами («свердловини»), повинен бути врахований ефект взаємовпливу свердловин. Виділення розрахункових об'єктів гідродинамічного впливу визначення ефективності ГМПН має ґрунтуватися на результатах детального геолого-промислового аналізу розробки продуктивних пластів. Якщо такі ділянки раніше не були виділені, їх межі встановлюються на підставі геолого-промислових матеріалів, підраховуються балансові запаси на цих ділянках, визначається ступінь та характер вироблення запасів нафти з них. На об'єктах гідродинамічного впливу зазвичай застосовується кілька ГМПН одночасно або зі зміщенням у часі. У випадках визначається загальна технологічна ефективність всіх методів впливу. Виділення ефекту від кожного виду гідродинамічної дії може проводитися умовно з урахуванням ступеня дії та реалізації. Величина приросту кінцевої нафтовіддачі з допомогою методів гідродинамічного впливу визначається обсягом додатково залучені до розробки балансових запасів нафти. Застосування гідродинамічних методів впливу, що відносяться до першої групи, призводить, в основному, до збільшення поточної нафтовіддачі пластів, але може в окремих випадках підвищувати і кінцевий коефіцієнт вилучення нафти (якщо ці методи дозволяють залучити в активну розробку запаси нафти, що слабо дренуються). До збільшення кінцевої нафтовіддачі веде, зокрема, форсований відбір рідини внаслідок підвищення межі рентабельності експлуатації свердловин по обводненості продукції. Методи другої групи спрямовані, в основному, на залучення до активної розробки недренованих або слабодренованих балансових запасів нафти і ведуть до збільшення ступеня вилучення нафти з надр. При виборі та обґрунтуванні гідродинамічних методів підвищення нафтовіддачі пластів повинні враховуватися технічні можливості наземного та підземного обладнання (конструкція свердловин, гирлове обладнання, поверхневе облаштування, способи експлуатації свердловин, продуктивність насосних установок та ін.). Види, обсяги впровадження та очікувана ефективність обґрунтовуються в технологічних схемах, проектах розробки та дорозробки нафтових родовищ, а також у роботах з поточного геолого-промислового аналізу та за резом. , можливо, підгазових зон газонафтових об'єктів розробки Слід мати на увазі, що зміна форми характеристики витіснення може бути пов'язано як із залученням в активну розробку недренованих або слабодренованих запасів нафти (у тупикових зонах, окремих прошарках, лінзах тощо), так і з перерозподілом відборів рідини та закачування води по свердловин, тобто. гідродинамічний вплив може впливати як на кінцеву, так і на поточну нафтовіддачу. Тому при оцінці технологічної ефективності заходів слід використовувати результати поточного геолого-промислового аналізу з метою визначення запасів нафти, що додатково вводяться в розробку, в результаті зміни систем впливу, буріння самостійних свердловин на окремі прошарки, лінзи, тупикові і слабодреновані зони. Оскільки величини запасів нафти у цих зонах зазвичай невеликі проти загальними запасами нафти об'єкта розробки, вплив введення в активну розробку може бути слабко помітним формі характеристики витіснення. У цих випадках обсяги видобутку нафти, отримані з додатково введених у розробку балансових запасів нафти, повинні визначатися окремо і повністю ставитись до методу гідродинамічного впливу. Використання характеристик витіснення по окремих свердловин для оцінки ефективності гідродинамічних методів збільшення нафтовіддачі є дуже умовним через істотні зміни режиму роботи кожної з них протягом періоду експлуатації та взаємовпливу роботи навколишніх свердловин. У зв'язку з цим використання свердловинних характеристик витіснення з метою оцінки технологічної ефективності гідродинамічного впливу не рекомендується. Для методів гідродинамічного впливу, що передбачають залучення до активної розробки недренованих запасів нафти, у початковий період розробки об'єкта рекомендується застосування диференціальних характеристик витіснення через низьку обводненість продукції. Для визначення кількісної ефективності гідродинамічних методів збільшення поточної та кінцевої нафтовіддачі можуть використовуватись характеристики витіснення різного виду, основними з яких є:

1. (пропонована Назаровим С.Н. та Сіпачовим Н.В.)

2. (запропонована Камбаровим Г.С. та ін.)

3. (пропонована Пірвердяном A.M. та ін.)

4. (Запропонована Казаковим А.А.)

5. (запропонована Черепахіним Н.А. та Мовмигою Г.Т.)

6. (Запропонована Сазоновим Б.Ф.)

7. (запропонована Максимовим М.І.)

8. (запропонована Гарбом Ф.А. та Циммерманом Е.Х.)

9. (запропонована Французьким інститутом)

10.

13.

14. ,

· - накопичений з початку розробки видобуток нафти, води, рідини відповідно;

· - Видобуток нафти, води, рідини за роками розробки відповідно;

· - Коефіцієнти, що визначаються статистичною обробкою фактичних даних;

· - Середньорічна частка нафти у видобувній рідині;

· - Річний видобуток нафти за перший рік аналізованого періоду;

· - Час, роки;

· - балансові запаси нафти у пластових умовах;

· - Коефіцієнт вилучення нафти.

Інтегральні характеристики витіснення видів (2), (3), (6), (13) та диференціальні характеристики витіснення видів (10), (11), (12) та (14) є найбільш простими та зручними при «ручній» обробці даних визначення ефективності гидродинамического впливу. Інші види параметрів витіснення при «ручній» обробці фактичних даних для кількісної оцінки ефекту від ГМПН вимагають значно більших обсягів обчислень або використання методів підбору різних величин і коефіцієнтів.

У цих випадках рекомендується «машинна» обробка вихідних даних з використанням ЕОМ, для чого необхідно скласти для комп'ютера програму для вибору найкращого виду характеристики витіснення. Диференціальні характеристики витіснення виду (11) та (12) для побудови базового варіанту та визначення ефективності гідродинамічного впливу рекомендується застосовувати у період безводного видобутку нафти. Коефіцієнти і цих характеристик витіснення доцільно визначати з урахуванням сформованого коефіцієнта падіння дебітів нафти по об'єкту до початку гидродинамического впливу. У деяких випадках коефіцієнт для характеристики витіснення виду (11) визначається як відношення середнього початкового річного видобутку нафти однієї свердловини до запасів нафти на одну свердловину. Фізично змістовна математична модель (геолого-технологічна модель) процесу розробки пласта є системою диференціальних рівнянь, що відображають фундаментальні закони збереження маси, імпульсу, енергії, які з найбільшою повнотою на сьогодні описують досліджуваний процес. Система рівнянь доповнюється початковими та граничними умовами, що включають управляючі на свердловинах. Особливо слід зазначити, що система рівнянь із додатковими умовами описує фільтраційний процес в області, яка, у свою чергу, є моделлю реального геологічного об'єкта, що відрізняється, як правило, складною будовою. Цю модель називають геолого-математичною моделлю об'єкта розробки.

5. Безпека та екологічність проекту

5.1 Охорона праці, техніка безпеки та протипожежні заходи

На підприємствах нафтопродуктозабезпечення проводяться операції зі зберігання, відпуску та прийому нафтопродуктів, багато з яких токсичні, добре випаровуються, здатні електризуватися, пожежо- та вибухонебезпечні. При роботі на підприємствах галузі можливі такі основні небезпеки: виникнення пожежі та вибуху при розгерметизації технологічного обладнання або трубопроводів, а також порушення правил їх безпечної експлуатації та ремонту; отруєння працівників унаслідок токсичності багатьох нафтопродуктів та їх пари, особливо етилованих бензинів; травмування працівників частинами насосів, компресорів та інших механізмів, що обертаються і рухаються, у разі відсутності або несправності огородження; ураження електричним струмом у разі порушення ізоляції струмопровідних частин електрообладнання, несправності заземлення, незастосування засобів індивідуального захисту; підвищена чи знижена температура поверхні устаткування чи повітря робочої зони; підвищений рівень вібрації; недостатня освітленість робочої зони; можливість падіння під час обслуговування обладнання, розташованого на висоті. При обслуговуванні обладнання та проведенні його ремонту забороняється: - застосування відкритого вогню для підігріву нафтопродуктів, відігрівання арматури тощо; експлуатація несправного обладнання; експлуатація та ремонт обладнання, трубопроводів та арматури з порушенням правил техніки безпеки, за наявності витоків нафтопродуктів через нещільності у з'єднаннях та ущільненнях або внаслідок зношування металу; застосування для відкриття та закриття запірної арматури будь-яких важелів (ломів, труб тощо); ремонт електроустаткування, не відключеного від електромережі; чищення обладнання та деталей машин горючими легкозаймистими рідинами; робота без відповідних індивідуальних засобів захисту та спецодягу. При розливі нафтопродуктів місце розливу слід засипати піском із подальшим видаленням його у безпечне місце. За необхідності прибрати забруднений нафтопродуктами ґрунт. У приміщеннях, де стався розлив, проводиться дегазація дихлораміном (3%-ний розчин у воді) або хлорним вапном у вигляді кашки (одна частина сухого хлорного вапна на дві-п'ять частин води). Щоб уникнути запалення, забороняється дегазація сухим хлорним вапном. Куріння на території та у виробничих приміщеннях підприємства забороняється за винятком спеціально відведених для цього місць (за погодженням із пожежною охороною), де вивішуються написи "Місце для куріння". Під'їзди до пожежних гідрантів та інших джерел водопостачання повинні завжди бути вільними для безперешкодного проїзду пожежних машин. У зимовий час необхідно: очищати від снігу та льоду, посипати піском, щоб унеможливити ковзання: настили, сходи, переходи, тротуари, пішохідні доріжки та дороги; своєчасно видаляти бурульки та кірки льоду, що утворюються на обладнанні, дахах будівель, металоконструкціях.

5.2 Охорона надр та навколишнього середовища

Спочатку людина не замислювалася про те, що таїть у собі інтенсивний видобуток нафти та газу. Головним було викачати їх якнайбільше. Так і робили. Зовсім недавні відлуння інтенсивних нафтових розробок сталися в Татарії, де у квітні 1989 р. було зареєстровано землетрус силою до 6 балів (м. Менделєєвськ). На думку місцевих фахівців, існує пряма залежність між посиленням відкачування нафти з надр та активізацією дрібних землетрусів. Зафіксовані випадки обриву стволів свердловин, зминання колон. Підземні поштовхи у цьому районі особливо насторожують, адже тут споруджується Татарська АЕС. У всіх цих випадках одним з дієвих заходів є нагнітання в продуктивний пласт води, що компенсує відбір нафти. Почавши експлуатацію родовищ нафти та газу, людина, сама того не підозрюючи, випустила джина з пляшки. Спочатку здавалося, що нафта приносить людям лише зиск, але поступово з'ясувалося, що використання її має і зворотний бік. Нафтове забруднення створює нову екологічну обстановку, що призводить до глибокої зміни всіх ланок природних біоценозів або їх повної трансформації. Загальна особливість всіх нафтозабруднених ґрунтів - зміна чисельності та обмеження видової різноманітності педобіонтів (ґрунтової мезо- та мікрофауни та мікрофлори). Відбувається масова загибель ґрунтової мезофауни: через три дні після аварії більшість видів ґрунтових тварин повністю зникає або становить не більше 1% контролю. Найбільш токсичними їм виявляються легкі фракції нафти. Комплекс ґрунтових мікроорганізмів після короткочасного інгібування відповідає на нафтове забруднення підвищенням валової чисельності та посиленням активності. Насамперед це відноситься до вуглеводневих бактерій, кількість яких різко зростає щодо незабруднених грунтів. Розвиваються "спеціалізовані" групи, що беруть участь на різних етапах в утилізації УВ. Максимум чисельності мікроорганізмів відповідає горизонтам ферментації та знижується в них за профілем ґрунтів у міру зменшення концентрацій ПВ. Основний " вибух " мікробіологічної активності падає другого етап природної деградації нафти. У процесі розкладання нафти у ґрунтах загальна кількість мікроорганізмів наближається до фонових значень, але чисельність нафтоокисних бактерій ще тривалий час перевищує ті ж групи у незабруднених ґрунтах (південна тайга 10 – 20 років). Зміна екологічної обстановки призводить до придушення активності рослинних організмів, що фотосинтезують. Перш за все це позначається на розвитку ґрунтових водоростей: від їх часткового пригнічення та заміни одних груп іншими до випадання окремих груп або повної загибелі всієї альгофлори. Особливо значно інгібує розвиток водоростей сира нафта та мінеральні води. Змінюються фотосинтезуючі функції вищих рослин, зокрема злаків. Експерименти показали, що в умовах південної тайги при високих дозах забруднення – понад 20 л/м 2 рослини та через рік не можуть нормально розвиватися на забруднених ґрунтах. Дослідження показали, що у забруднених ґрунтах знижується активність більшості ґрунтових ферментів (Н. М. Ісмаїлов, Ю. І. Піковський 2008 р.). При будь-якому рівні забруднення інгібуються гідролази, протеази, нітратредуктази, дегідрогенази ґрунтів, дещо підвищується уреазна та каталазна активності ґрунтів. Дихання ґрунтів також чуйно реагує на нафтове забруднення. Одним з найперспективніших шляхів захисту від забруднення є створення комплексної автоматизації процесів видобутку, транспорту та зберігання нафти. У нашій країні така система вперше була створена у 70-х роках. та застосована в районах Західного Сибіру. Потрібно було створити нову уніфіковану технологію видобутку нафти. Раніше, наприклад, на промислах не вміли транспортувати нафту та попутний газ спільно за однією системою трубопроводів. З цією метою споруджувалися спеціальні нафтові та газові комунікації з великою кількістю об'єктів, розосереджених на широких територіях. Промисли складалися із сотень об'єктів, причому у кожному нафтовому районі їх будували по-своєму, це дозволяло пов'язати їх єдиної системою телеуправління. Природно, що за такої технології видобутку та транспорту багато продукту губилося за рахунок випаровування та витоку. Фахівцям вдалося, використовуючи енергію надр та глибинних насосів, забезпечити подачу нафти від свердловини до центральних нафтозбірних пунктів без проміжних технологічних операцій. Число промислових об'єктів скоротилося в 12-15 разів. По шляху герметизації систем збору, транспорту та підготовки нафти йдуть інші великі нафтовидобувні країни земної кулі.

Висновок

У курсовому проекті розглянуті актуальні проблеми розробки нафтових родовищ із застосуванням законтурного і внутрішньоконтурного заводнений Закачувана в пласт вода неспроможна розглядатися як віртуальної рідини, нездатної істотно змінити, наприклад, проникність пласта і використовуваної лише засобу підтримки пластового тиску (ППД). Вода є найважливішим витісняючим агентом, що заміщає нафту. У зв'язку з цим з нових позицій розглянуті питання якості води, що закачується, і її відповідність колекторським властивостям пласта. Останнє особливо важливо при розробці родовищ і пластів з погіршеними колекторськими параметрами, в яких містяться значні запаси нафти, які поки що не можуть бути витіснені водою, що зазвичай застосовується. Розглянуто причини самокольматації пористого середовища, сучасні вимоги до системи ППД, методи та нові технології очищення вод, що закачуються. Показано доцільність очищення води за каскадною технологією, що забезпечує максимальний ефект за мінімальних витрат.

Список використаної літератури

1. А.А.Газізов, А.Ш.Газізов (ВАТ «НДІнефтепромхім»), А.І.Нікіфоров (Інститут механіки та машинобудування КНЦ РАН) Про один критерій ефективності розробки нафтового покладу заводненням

2. А.Х. Шахвердіїв (ВАТ "ВНДІнафта") Уніфікована методика розрахунку ефективності геолого-технічних заходів

3. В.Г.Пантелеєв, В.П. Родіонів (БашНІПІнафта) Залежність коефіцієнта нафтовидобування від швидкості руху рідин у поровому просторі карбонатів башкирського ярусу

4. В.І.Грайфер, В.Д.Лисенко (АТ “РІТЕК”) Про підвищення ефективності розробки родовищ під час застосування хімічних реагентів

5. Є.В. Лозін, Е.М. Тимашев, Р.М. Єнікєєв, В.М. Сидорович (БашНІПІнефть) Регламентування геолого-промислових, гідродинамічних та геофізичних досліджень для контролю розробки родовищ

6. Є.М. Сафонов, І.А. Ісхаков, К.Х. Гайнуллін (АНК "Башнафта"), Є.В. Лозін, Р.Х. Алмаєв (БашНІПІнафта) Ефективні методи збільшення нафтовіддачі на родовищах Башкортостану

7. Є.С. Макарова, Г.Г.Саркісов (Roxar Software Solutions, Москва) Основні етапи тривимірного гідродинамічного моделювання процесів розробки родовищ природних вуглеводнів

8. З.М. Хусаїнов (НГДУ "Нижньосортимськнафта"), Р.Х. Хазіпов (ТОВ "НВП" Біоцид"), А.І. Шешуков (СургутНДПІнафта) Ефективна технологія підвищення нафтовіддачі пластів

9. Л.М. Васильєва, Ю.М. Крашенінніков, Є.В. Лозин (БашНІПІнафта) Оцінка впливу ущільнення сітки свердловин на дослідних ділянках Новохазинської площі

10. Л.С.Каплан (Жовтнева філія УДНТУ) Удосконалення технології закачування води в пласт

11. Н.І. Хісамутдінов (НВО "Нафтогазтехнологія") Удосконалення методів вирішення інженерних завдань у видобутку нафти для пізньої стадії розробки

12. Н.І. Хісамутдінов, І.В. Володимиров (НВО "Нафтогазтехнологія"), Р.С. Нурмухаметов, Р.К. Ішкаєв (ВАТ "Татнафта") Моделювання фільтрації рідини в пласті з високопроникними включеннями

13. Р.Г. Сарваретдінов Р.Х. Гільманова, Р.С. Хісамов, Н.З. Ахметов, С.А. Яковлєв (НВО "Нафтогазтехнологія", ВАТ "Татнафта") Формування бази даних для розробки геолого-технічних заходів оптимізації видобутку нафти

14. Ю.П.Коноплєв, Б.А.Тюнькін (ПечорНІПІнафта) Новий спосіб термошахтної розробки нафтових родовищ

15. Ю.Х. Ширяєв, Г.Г. Даниленко, Н.С. Галичина (ТОВ "КАМА-НАФТА"), А.В. Розпопов, Т.П. Міхєєва (ТОВ “ПермНДПІнафта”) Підвищення ефективності розробки родовищ на завершальній стадії бурінням додаткових стволів

При законтурному заводнінні воду закачують у пласт через спеціальні нагнітальні свердловини, що розміщуються за зовнішнім контуром нафтоносності по периметру покладу. Експлуатаційні нафтові свердловини розташовуються всередині контуру нафтоносності рядами, паралельними контуру.

Рис.1.2.1. Схема розробки нафтового родовища із застосуванням законтурного заводнення:

1-зовнішній контур нафтоносності; 2 – внутрішній контур нафтоносності; 3 – видобувні свердловини; 4 -нагнітальні свердловини; 5 – контур нагнітальних свердловин

Найбільш сприятливі об'єкти для здійснення законтурного заводнення-пласти, складені однорідними пісками та пісковиками з гарною проникністю та не ускладнені порушеннями.

Пласти, складені вапняками який завжди можуть дати позитивні результати при законтурному заводнении, т. до. у яких окремі ділянки можуть спілкуватися з рештою площею системою каналів і тріщин.

При видобутку високов'язкої нафти процес закачування води в пласт може бути малоефективним, т.к. менш в'язка вода під час руху в пласті обганятиме нафту, прориваючись до окремих свердловин.

Надмірне наближення нагнітальних свердловин до експлуатаційних може викликати швидке та нерівномірне обводнення покладу, внаслідок чого в ній залишається великий обсяг нафти. Надмірне видалення нагнітальних свердловин від експлуатаційних може зробити штучний контур живлення малоефективним. Для однорідних пластів відстань від низки свердловин нагнітальних до зовнішнього ряду експлуатаційних приймають не більше 1000-1200 м, а для неоднорідних пластів з низькою проникністю - 600 - 700 метрів. При поганій проникності порід нагнітальні свердловини розташовують у водонафтовій зоні пласта всередині контуру в більш проникних частинах покладу. Такий варіант має назву приконтурного заводнення.

Підвищений тиск, створюваний на лінії нагнітальних свердловин, активно впливає лише на 2-3 прилеглих ряду експлуатаційних свердловин. Тому законтурне і приконтурне заводнення можна з найбільшим ефектом застосовувати при розробці родовищ відносно невеликих розмірів, які дозволяють розмістити на площі відразу всі спроектовані ряди свердловин, але не більше двох-трьох рядів свердловин на кожну лінію нагнітання. При застосовуваних нині відстані між рядами експлуатаційних свердловин (500-800м) для одночасного розбурювання всієї площі поклади потрібно, щоб її ширина межах внутрішнього контуру нафтоносності була більше 4-5 км.

При створенні значних за площею нафтових покладів застосовують внутрішньоконтурне заводнення, сутність якого у тому, що площа поклади розрізається деякі ділянки рядами нагнітальних свердловин.

Рис.1.2.2. Схема внутрішньоконтурного заводнення.

При закачуванні води в пласті по лінії розміщення свердловин нагнітальних утворюється зона підвищеного тиску, яка перешкоджає перетіканню нафти з однієї площі в іншу. У міру закачування окремі вогнища води, що сформувалися навколо кожної свердловини нагнітальної збільшуються в розмірах і, нарешті, зливаються, утворюючи єдиний фронт, просування якого можна регулювати.

Експлуатаційні свердловини розташовують рядами так, щоб фронту води, що настає, протистояв фронт її відбору. Відстань між рядами експлуатаційних свердловин та між свердловинами в рядах встановлюють з урахуванням особливості геологічної будови та фізичної характеристики колекторів на даній площі.

Внутрішньоконтурне заводнення вперше було здійснено на Ромашкінському родовищі в Татарії, розробка якого почалася в 1952 р. Девонська поклад цього родовища була розчленована рядами свердловин нагнітальних більш ніж на 20 відокремлених експлуатаційних площ.

У процесі розробки Ромашкинского родовища збільшення тиску нагнітання деяких площах дозволило використовувати більш рідкісні сітки свердловин, ніж це було передбачено проектом, і зруйнувати дане родовище з меншою кількістю експлуатаційних свердловин.

У Куйбишевській області на Муханівському та Покровському родовищах законтурне заводнення виявилося малоефективним. Тому був здійснений перехід на внутрішньоконтурне заводнення з розрізанням покладу на окремі блоки. Цей метод на додаток до законтурного здійснено на Туймазинском, Серафимовском, Шкаповском і Арланском родовищах у Башкирії і на всіх родовищах, що вводяться в розробку, в Західному Сибіру і Західному Казахстані. Серед систем центрального заводнення, що застосовуються для інтенсифікації розробки менших площ, розрізняють осьове та кільцеве заводнення .

Рис.1.2.3. Схема внутрішньоконтурного заводнення:

а - осередкове заводнення; б -внутрішньоконтурне кільцеве заводнення; в - осьове заводнення.

Вогнищеве заводнення характеризується розташуванням нагнітальних свердловин на ділянках з лінзовидними пропластками, у яких є невитягнуті запаси нафти.

Кільцеве заводнення характеризується розташуванням нагнітальних свердловин по кільцю, причому поклад нафти розчленовується на дві нерівні площі: меншу – центральну та більшу – кільцеву.

Осьове заводнення характеризується розташуванням нагнітальних свердловин по осі структури.

Для підтримки пластового тиску в покладі на одному рівні об'єм води, що закачується в пласт, повинен бути не менше обсягу видобутих з пласта рідини і газу.

При розрахунку обсягу води, необхідної для закачування, враховують її обсяг, що перетікає в законтурну частину пласта.

Практикою встановлено, що для більшості нафтових родовищ у пласт слід нагнітати від 1,6 до 2 м 3 води на кожну тонну видобутої нафти.

Число нагнітальних свердловин як при законтурному, так і при внутрішньоконтурному заводнінні при відомому обсязі закачується залежить від поглинальної здатності кожної свердловини при даному тиску нагнітання.

Загальна кількість нагнітальних свердловин при законтурному заводнінні визначається із співвідношення (1.1)

де L-загальна довжина контуру нагнітання, м;

R – середня відстань між свердловинами, м.

Приємність нагнітальної свердловини може бути визначена з формули Дюпюї, м 3 /сут.

де k-ефективна проникність пласта для води, Дарсі:;

h – потужність пласта, м;

Перепад тиску на вибої, МПа;

Коефіцієнт гідродинамічної досконалості вибою свердловини;

В'язкість води, спз;

R K - радіус контуру дії нагнітальної свердловини, м;

r – радіус свердловини, м.

Максимальний тиск нагнітання визначається типом наявного насосного обладнання

P ЗАБ = P НАГ + P СТ-P ТР (1.3)

де P ЗАБ - тиск на вибої свердловини;

Р НАГ – тиск на викиді насоса;

Р СТ - тиск стовпа води у свердловині;

Р ТР – втрати тиску на тертя від насоса до вибою.

Нафтові поклади при законтурному та внутрішньоконтурному заводнінні стали розробляти розрідженими сітками свердловин. Якщо старих бакинских, грозненських та інших родовищах однією свердловину припадало від 1 до 4 (200х200м.), рідко до 8 га нафтової площі, нині більшості нових родовищ ступінь ущільнення становить від 12 до 60 га одну свердловину(40).