Существующая система - заводнение
Cтраница 2
 |
Технологическая схема закачки. [16] |
Технологическая схема закачки углекислоты базируется на существующей общей схеме промыслового обустройства месторождения и, в частности, на использовании объектов существующей системы заводнения. [17]
Другим новым интересным направлением использования нефтяного газа может явиться предложенный ВНИИ метод превращения нефтяного газа в гидраты и закачка его в нефтяные пласты по существующим системам заводнения. [18]
 |
Технологическая схема закачки. [19] |
В первом случае технологическая схема закачки СО2 ( рис. 11.16) состоит из нагнетательных скважин; пункта распределения углекислоты; блока коллектора насосной станции углекислоты; узла подключения потребителей и объектов существующей системы заводнения: источников водоснабжения станции I подъема, очистных сооружений, головной насосной станции ( станция II подъема), буферных емкостей, блочных КНС и распределительной гребенки. [20]
В связи с этим необходимо выявить зоны с высокими остаточными запасами, выделить геологические факторы, влияющие на полноту выработки запасов, оценить структуру остаточных запасов и разработать направления по возможному повышению эффективности существующей системы заводнения с целью воздействия на остаточные запасы с ухудшенной геологической структурой. Для решения поставленной задачи в работе предложен комплексный подход, который основывается на построении двух моделей: геологической и технологической. Поскольку по объекту отмечается высокая степень геологической неоднородности, первая модель решает задачу определения множества факторов геологической неоднородности как на макро-площадь, залежь), так и на микро-уровне ( скважина, пласт, проплас-ток), в целом определяющих состояние и степень выработки продуктивного пласта путем расчета данных параметров по скважинам и построением соответствующих карт и матриц. Вторая модель решает задачу определения состояния и эффективности выработки запасов. Для этого проведены расчеты удельных балансовых запасов нефти, коэффициентов извлечения нефти по скважинам, удельных остаточных запасов нефти, а также ряда технологических параметров, характеризующих эффективность нефтеизвлечения, построены соответствующие карты. [21]
В НГДУ Первомайнефть построены сооружения производительностью 90 тыс. м3 / сут для совместной очистки сточных вод разнотипного состава. Необходимость совместной их очистки обусловлена тем, что существующие системы заводнения Муха-новского, Дмитриевского и других близко расположенных месторождений общие для нескольких пластов отложений девона и каменноугольной системы, воды которых несовместимы между собой. В схеме очистки воды предусмотрена подача реагентов, так чтобы после очистки и подготовки сточная вода могла быть закачана в любой из разрабатываемых горизонтов без опасности образования осадка при контакте ее с водой пласта. Доочистку воды после флотаторов проводят в прудах-отстойниках, в которых выпадают минеральные взвеси после смешения разнотипных вод и нарушения сульфатного равновесия. Флотация стоков осуществляется нефтяным газом. После выделения из воды его собирают и отводят на свечу для сжигания. [22]
Возможность увеличения охвата пластов путем селективной изоляции высокопроницаемых пластов основана на свойствах системы соль алюминия-карбамид-вода в указанном диапазоне концентраций и при определенных соотношениях компонентов непосредственно в пористой среде образовывать гель. Образование геля приводит к снижению подвижности воды в водо - и нефтенасыщенных образцах породы-коллектора в 3 - 40 раз, при этом подвижность нефти превы-шает подвижность воды или находится на одном уровне. Технология реализуется при существующей системе заводнения с использованием серийно выпускаемого оборудования, при температуре от 30 до 40 С. Технологический процесс не нарушает экологического равновесия. В отличие от аналогов он более экономичен, применяемые реагенты доступны и дешевы. [23]
 |
Технологическая схема закачки. [24] |
Выбор той или иной схемы закачки углекислоты решается применительно к каждому месторождению на основании результатов технико-экономического сравнения. Учитывая, что СО2 закачивают не постоянно, а периодически, применение первой технологической схемы может быть экономически целесообразнее. Однако при этом следует учитывать то обстоятельство, что использование существующей системы заводнения может вызвать ряд трудностей, связанных с ухудшением техники безопасности, в связи с пониженной надежностью старых водоводов, повышением коррозии водоводов, НКТ и выносом продуктов коррозии в призабойную зону скважин. Вторая технологическая схема более металлоемкая и дорогостоящая, но она обеспечивает наибольшую безопасность и гибкость в реализации метода. [25]
Наибольшей технологической эффективностью для рассматриваемой залежи характеризуются варианты 12 - 15 и 27 - 30 с закачкой двуокиси углерода. Применение этого метода лишь на ранней стадии разработки приводит к некоторому незначительному снижению текущей добычи нефти, которое в дальнейшем компенсируется повышением темпов разработки и конечной нефтеотдачи. Это объясняется тем, что процесс вытеснения нефти оторочками двуокиси углерода в данных условиях может быть охарактеризован как процесс с ограниченной растворимостью СО2 в нефти. Поэтому при определенных скоростях и объемах закачки агента в пласт в начальный момент образуется третья газовая фаза, которая и приводит к некоторому снижению приемистости нагнетательных скважин. Интересно, что в соответствующих вариантах с существующей системой заводнения превышение составило всего 1 8 раза. [26]
Страницы: 1 2