Существующая система ППД

Сбор и подготовка попутной пластовой воды, расположение водораспределительных пунктов (ВРП), напорных водопроводов, насосной ППД и марки насосов приняты и построены по проекту .На момент выполнения данного проекта на месторождении сложилась следующая система ППД.

Воздействие на пласт осуществляется закачкой пластовой воды через три нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности месторождения. Нагнетательные скважины оборудованы НКТ 73Ч5,5 мм, спущенными на 5−8 метров выше верхних дыр перфорации и на устье — фонтанными арматурами, ранее использованными при фонтанном способе добычи нефти. На площадке УПН расположена насосная ППД. Вода транспортируется от насосной ППД по высоконапорным водоводам из нефтепроводных труб 159Ч5мм до водораспределительных пунктов (ВРП) — блочных распределительных гребёнок, расположенных в районе скважины № 62 и на площадке групповой замерной установке (ГЗУ-1). Далее вода поступает к скважинам по нагнетательным линиям из нефтепроводных труб 89*5мм.

Касательно нагнетательных скважин проект не был реализован, в основном, по причине несоответствия поведения залежи принятому в технологической схеме разработки месторождения. В технологической схеме отмечена вероятность не активности законтурной зоны. Поэтому в первую очередь были подключены под закачку воды приконтурные разведочные скважины №№ 15-Г и 2-Г, которые по первоначальной версии технологической схемы должны быть использованы как добывающие. Бурение дублеров 15-А и 2-А позволило использовать №№ 15-Г и 2-Г в качестве нагнетательных уже в первоначальный период разработки месторождения. К этим скважинам от ВРП, расположенного вблизи от скважины № 62, были построены нагнетательные линии из 86Ч5мм нефтепроводных бесшовных труб по трассам ВРП — скважина № 15-Г и далее через узел переключения скважина № 15-Г — скважина № 2-Г. В процессе закачки воды в указанные скважины, несмотря на неоднократные гидропродувки, обработки водными растворами ПАВ, свабирование, кислотные обработки, дополнительные перфорации и др. воздействия на призабойную зону не помогли снизить давление закачки воды. К этому же времени на устье нагнетательной скважины давления нагнетания воды периодами повышалось и достигало предельного давления насоса ЦНС60 — 330, то есть 30 — 33 атм., и для восстановления приемистости проводились перечисленные выше мероприятия. В процессе разработки месторождения в приконтурной зоне отмечалось довольно активное влияние законтурной воды и, в то же время, заметное падение пластового давления в центральной части залежи. Поэтому, было принято решение перевести обводнявшуюся скважину № 72 в нагнетательный фонд, взамен скважины № 68. При переводе добывающей скважины № 72 под нагнетание с первоначальной приемистостью 7м3/час при давлении 45 атм., вынуждены были смонтировать по временной схеме насос НБ-125, так как проектный насос ЦНС60 — 330 не обеспечивал закачку по давлению. Таким образом, на три нагнетательные скважины сложилась двухнасосная система нагнетания, которая действует и в настоящее время.

Подготовка пластовой воды для ППД происходит следующим образом:

На УПН после подогревателей, нефтяная эмульсия при температуре 85−90 0С направляется в горизонтальный отстойник ОГ-200П. Здесь происходит отделение пластовой воды от нефти (до содержания воды в нефти до 0,5%) и далее, отделившаяся вода поступает в отстойник воды с патронным фильтром ОПФ — 3000, где происходит её подготовка до нормативных требований.

Подготовленная вода собирается в две горизонтальные буферные ёмкости по 80 м³, и далее, насосами НБ-125 через замерной узел на ВРП, закачивается в нагнетательные скважины. Перед ОПФ-3000 производится дозирование ингибитора коррозии CRW-82 068 фирмы «Бейкерт-Петролайт» блочной установкой БР-2,5, из расчёта 20−25 г/м3 воды по результатам испытания и рекомендациям фирмы для защиты от коррозии оборудования и нагнетательных трубопроводов.

Для резерва воды пробурены три водозаборные скважины, одна из которых наблюдательная. В продуктивные горизонты закачивается вся пластовая вода, добываемая на месторождении в объёме 400−420 м3/сут.

Давление на устьях нагнетательных скважин 30 — 50 кгс/см2.

Смонтированные первоначально насосные агрегаты ЦНС-60−330 производительностью 60 м3/час и напором 330 м.в.ст. (33 кгс/см2) не обеспечили процесс закачки и были заменены на НБ-125, обеспечивающие на данный момент закачку всей пластовой воды.

Контроль за качеством закачиваемой воды осуществляется отбором проб из буферных ёмкостей и на устье нагнетательных скважин с последующим их анализом в промысловой химической лаборатории на содержание нефти и механических примесей. Исходя из опыта процесса закачки, приемистость нагнетательных скважин колеблется в пределах 100−200 м3/сут при давлениях 30−55 кгс/см2, при этом периодически происходит кольматация призабойной зоны скважин и снижение приемистости.

Имеется достаточно данных по определению приемистости добывающих скважин перед проведением в них изоляционных работ (при текущем пластовом давлении на 20−25% ниже первоначального). Результаты их свидетельствуют о том, что репрессия возникает на небольшом расстоянии от скважин, что подтверждается не только кратковременным их испытанием, но и самим «глушением» скважины в процессе ремонта и дальнейшим проведением операции. Как правило, при «глушении» скважины водой плотностью 1,06 г/см3 наблюдается большое поглощение воды скважиной (до 60 м3), и при дальнейших спуско-подъемных операциях — частичное поглощение с доливом в скважину воды. Дальнейшее поведение скважин спокойное, уровни при спуско-подъемных операциях остаются на устье. В отдельных скважинах при дальнейшей закачке в них воды при испытании давление нагнетания достигает 50−60 кгс/см2 при приемистости 100−150м3/сут. Это обстоятельство создаёт определённые трудности прогнозирования выбора режима нагнетания воды по давлению и объёмам закачки воды в скважины.