В настоящее время в нефтяной промышленности для повышения неф-теотдачи пластов используются мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД).
В мировой практике наиболее широкое распространение получил метод, основанный на закачивании в пласт воды через нагнетатель-ные скважины, расположенные с нефтяными в определенном порядке. Мно-гочисленные долговременные экспериментальные исследования показывают, что наилучшей средой для закачивания в нефтяные пласты является подзем-ная минерализованная вода. При этом достигается не только основная задача — поддержание пластового давления, — но и повышается нефтеотдача (на 5…10 % по сравнению с закачиванием в пласт пресной воды).
Основные преимущества использования подземных вод, в отличие от пресных поверхностных, в качестве среды для закачивания в нефтяные пла-сты, следующие:
- лучшие нефтевымывающие свойства подземных вод;
- причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем вы-ше коэффициент вытеснения нефти;
- отсутствие разбухания глинистых частиц пласта, т. е. сохранение проницаемости пласта. При закачивании же пресных поверхностных вод за счет разбухания глинистых частиц проницаемость пласта уменьшается в не-сколько раз;
- использование минерализованных вод позволяет экономить пресную воду озер, рек, грунтовые пресные воды. Задачи охраны окружающей среды также диктуют необходимость применения подземных вод.
Вместе с тем, обобщение накопленного мирового опыта использования подземных вод при закачивании их в нефтяные пласты выявляет следующие основные проблемы:
1. Наличие в подземных водах растворенного газа (в т.ч., кислорода) нередко приводит к кавитационным срывам насосов, которые закачивают воду в пласт. Наличие газа способствует ускоренному процессу кавитацион-ной эрозии элементов проточной части насосов.
2. Наличие в подземных водах кислорода способствует поддержанию жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Вследствие этого в состав подземных вод входит значительное количество сероводорода, наличие которого отрицательно сказывается на показателях надежно-сти насосного оборудования (приводит к интенсивному коррозионному из-носу элементов проточной части).
Концепция мониторинга подземных вод глубоко залегающих горизонтов ...
... объектов с начала заводнения нефтяных месторождений ХМАО в 1999 году составила 127 %. Среди нефтяных месторождений с избыточной закачкой воды в пласты особо выделяются следующие: Комарьинское ... СППД служат пресные поверхностные воды, подземные воды олигоцен-четвертичных, апт-сеноманских отложений и подтоварные воды (рис.1). Накопленная закачка технических вод только по территории Широтного ...
3. В некоторых районах подземные воды залегают в пластах рыхлых песков. Как следствие, при подъеме на поверхность песок, содержащийся в перекачиваемой воде, попадая в проточную часть насосного оборудования, способствует ускоренному механическому изнашиванию последней.
Указанные проблемы значительно усложняют использование подзем-ных вод в качестве среды для закачивания в нефтяные пласты.
Кроме показателей надежности, важным показателем качества работы любой станции ППД является также энергетическая эффективность использу-емого оборудования, которая определяется режимами работы наиболее энергоемких устройств станции, в данном случае — скважинных насосов для подъема жидкости из пластов и насосов для закачивания жидкости в пласты.
На территории РФ наиболее широкое распространение в качестве насосов для закачивания жидкости в пласты получили насосы типа ЦНС 180 с подачей 180 м 3 /ч. В начале 90-х годов взамен им были спроектированы и созданы насосы ЦНС 63 и ЦНС 90. Это было вызвано уменьшением необхо-димого количества жидкости для закачивания в нефтяные пласты. Однако, в силу различных обстоятельств, до настоящего времени подавляющее боль-шинство станций ППД на территории СНГ оснащено насосами типа ЦНС 180. При этом необходимое количество жидкости, которое должно быть по-дано в нефтяные пласты, как правило, не превышает 30…100 м 3 /ч. Работа такого мощного оборудования, как насосы ЦНС 180, на нерасчетных режи-мах приводит к значительным энергетическим потерям. Проведенные расче-ты показывают, что окупаемость замены насосов ЦНС 180 на насосы с меньшей производительностью может составить от 52 дней до 10 месяцев.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
2.1 Состояние разработки месторождения
Разработка пласта DI, как основного эксплуатационного объекта осу-ществляется с июля 1945 г. вначале на естественном упруго-водонапорном режиме, а с 1949 г. с поддержанием пластового давления закачкой воды. Начальное пластовое давление равнялось 16,92 МПа. К 1949 г., то есть к моменту, когда началась закачка воды в законтурную часть пласта давление в залежи снизилось до 11,57 МПа. В последующем, с развитием системы за-контурного и внутриконтурного заводнений, давление повысилось и под-держивалось на уровне, обеспечивающим удовлетворительные условия ра-боты добывающих скважин.
Выделяются следующие стадии разработки залежи.
Первая стадия (1945 — 55 гг.) – характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и с некоторым отставанием роста закачки воды – это период активного разбуривания залежи и освоения системы законтурного заводне-ния. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 40,1 млн. тонн, об-водненность продукции не превышала 5%.
Вторая, основная стадия (1956 — 67 гг.).
В этот период добыча нефти постепенно увеличивается и затем стабилизируется на 11,0 — 1,8 млн. тонн в год. Эти изменения обусловлены разбуриванием центральной части Туйма-зинской площади и мероприятиями по развитию системы внутриконтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 154,2 млн. тонн, обводненность продукции возросла до 59%.
Открытие Девонской нефти. Открытие девонской нефти
... ниши. Нефть из девонских пластов была известна давно. Нефтеносные пески возле Тайтусвилля в Северной Америке, разработка которых ... за пределы круга специалистов, – девон. Открытие девонской нефти в России Нефть на территории Башкирии обнаружили в XVIII ... длительного сканирования, показалась, наконец, долгожданная нефть. Черная с зеленоватым оттенком жидкость медленно заполняла земляной амбар около ...
Третья, поздняя стадия (1968-75 гг.), характеризуется значительным снижением добычи нефти, интенсивным обводнением продукции и суще-ственными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии из залежи было отобрано 201,7 млн. тонн нефти. Обводненность продукции 90,3%.
Четвертая стадия характеризуется интенсификацией отбора жидкости в условиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости был достигнут в 1981г. и составил 36,4 млн. тонн.
Динамика показателей разработки месторождений ООО НГДУ “Туй-мазанефть” показана на рисунке 2.1.
В настоящее время ООО НГДУ “Туймазанефть” разрабатывает 12 месторождений. Уровень добычи за 2014 год представлен в таблице 2.1.
Добыча нефти в 2014 г. составила 918,8 тыс. тонн. Начальные балансо-вые запасы по месторождениям составляют 754811 тыс. тонн, начальные из-влекаемые запасы 376064 тыс. тонн.
По состоянию на 1.01.2014 года из месторождений добыто 337049 тыс. тонн или 89,6% от извлекаемых запасов нефти. С начала разработки по Туй-мазинскому месторождению добыто 324025 тыс. тонн нефти или 92,2% от извлекаемых запасов, в том числе по девонским пластам 289897 тыс. тонн.
