Карагайского месторождения

115

Из стендовых скважин пластовая вода через ВРП под давлением по системе высоконапорных водоводов подается в нагнетательные скважины для закачки в продуктивный пласт с целью ППД.

Сведения о состоянии водоводов заводнения и поглощения Карагайского месторождения, ЦДНГ № 6, ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2016 г.) приведены в табл. 7.2.

С учетом геолого-физических характеристик продуктивных нефтяных пластов, состава и свойств пород и насыщающих их флюидов, давление нагнетания на устьях нагнетательных скважин принимается равным 10-12 МПа.

В рассматриваемый период разработки Карагайского месторождения в качестве источника водоснабжения для целей заводнения продуктивных пластов предусматривается использование очищенных пластовых сточных вод, сбрасываемых с существующей УПСВ.

Основными технологическими требованиями к рабочему агенту для заводнения являются:

•сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин;

•предотвращение осложнений при эксплуатации водоводов и оборудования системы заводнения из-за отложения неорганических солей;

•предупреждение коррозионного износа водоводов системы заводнения и оборудования скважин;

•предупреждение бактериальной жизнедеятельности в призабойной зоне нагнетательных скважин.

На основании данных технических требований формируется требования к качеству подготовки закачиваемых

вод.

В настоящее время на Карагайском месторождении осуществляется утилизация избытка нефтепромысловых сточных вод в глубокие поглощающие горизонты серпуховских и фаменских отложений. Полигон расположен в

Консорциум « Н е д р а »

116

пределах горного отвода на разработку Карагайского месторождения.

Сброс пластовой воды в поглощение с УПСВ происходит до 3-5% остаточного водосодержания.

Очистка нефтепромысловых сточных вод осуществляется в водоотстойнике и буфере-дегазаторе пластовой воды, входящих в состав сооружений Карагайской УПСВ.

Фонд поглощающих скважин составляет 3 единицы (№№ 109,203,205), из них скважина №203 пребывает в бездействии.

Закачка воды осуществляется существующей КНС системы заводнения.

Пластовое давление составляет – 25,5 МПа, забойное давление – 36,2 МПа, Давление закачки за весь период составляла 2-12,0 МПа, оставаясь ниже критической величины, при которой может произойти гидроразрыв пласта.

Максимальная приемистость скважин составляет – 800 м3/сут.

Глубина сброса нефтепромысловых сточных вод в поглощающий горизонт серпуховского яруса составляет - 1610-1670 м, в фаменского яруса –-2220-2270 м.

К поглощающему горизонту предъявляются следующие требования:

•толщина поглощающего горизонта должна иметь повсеместное распространение и выдержанную мощность;

•рассолы поглощающего горизонта не пригодны для лечебных целей, технического водоснабжения и извлечения из них ценных компонентов;

•пласт-коллектор обладает значительной поглощающей способностью и обеспечивает продолжительную устойчивую приемистость поглощающих скважин;

Консорциум « Н е д р а »

117

•предусмотрена надежная изоляция поглощающего горизонта от используемых для водоснабжения верхних горизонтов зоны активного водообмена.

Систему поглощения намечается оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой.

Поглощающий фонд скважин должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды.

Выводы и рекомендации

В настоящее время для заводнения пласта Д1вор Карагайского месторождения используется пластовая сточная вода, сбрасываемая с Карагайской УПСВ. Избыток пластовых сточных вод, образующихся на УПСВ, утилизируется в поглощающие горизонты (серпуховский или фаменский).

Таблица 7.2

Сведения о состоянии водоводов заводнения и поглощения Карагайского месторождения, ЦДНГ №6, ОАО «Самаранефтегаз» (по состоянию на 01.01.2016 г.)

Консорциум « Н е д р а »

118

Консорциум « Н е д р а »

119

7. Технологический расчет отстойника

Настоящий расчет составлен к отстойнику нефти с диаметром корпуса 3400 мм на расчетное давление 1,0 МПа.

Отстойник установлен на НСП г. Нефтегорск.

Точный расчет отстойника с подачей эмульсии под водяную подушку

Исходные данные:

1.Реальный расход эмульсии, Q =0,104 м3/с;

2.Длина отстойника, L=22 м;

3.Радиус отстойника, RB=1,7 м;

4.Высота водяной подушки, h1=1,45 м;

5.Максимальный взлив, h2=1,35 м;

6.Минимальный взлив, h3=0,35 м;

7.Объемная доля дисперсной фазы до отстоя, φН=0,85;

8.Объемная доля дисперсной фазы после отстоя, φК=0,65;

9.Плотность дисперсной фазы, ρф=1117 кг/м3;

10.Плотность дисперсной среды, ρс=835 кг/м3;

11.Вязкость дисперсной среды, μс=6,9×10-3 Па×с.

Результаты расчета

Консорциум « Н е д р а »

120

Расчет базируется на ряде следующих положений, качественно описывающих реальную картину гравитационного осаждения полидисперсной эмульсии в типа В/Н в стесненных условиях в двигающей жидкости.

За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника концентрация дисперсной фазы изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее вязкость изменяется как вдоль аппарата, так и по его высоте.

За время прохождения эмульсии от входа до выхода отстойника ее линейная скорость изменяется как вдоль

аппарата, так и по его высоте.

Такой сложный характер поведения реальной эмульсии в аппарате неизбежно требует ряда упрощений:

Пренебрежем толщиной входного слоя, который образуется между нефтью и водяной подушкой.

Будем считать время отстоя равным среднему времени движения эмульсии вдоль зоны отстоя.

Схема горизонтального отстойника

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

122

Для горизонтального отстойника:

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »