Рис. 6 Динамика количества скважин (скв.)

2.2 Анализ состояния системы ППД

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

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

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

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

3. Проектная часть

3.1 Новая техника и технология очистка сточных вод

Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых - высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод — капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 10—20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти — до 4—5 г/л, механических примесей — до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть—вода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с внутренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка. Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа. Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфатовосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа. Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются: