Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений

Рис. 7 Схема подземной компоновки ОРЗ нагнетательной скважины

И наоборот, если при совместной эксплуатации нескольких пластов некоторые из этих пластов вообще не охвачены воздействием, например из-за низкой проницаемости или из-за невозможности создать на них предельный градиент давления, то вряд ли их можно относить к эксплуатационным объектам, так как в этом случае они ничем не отличаются от неперфорированных пластов. Самостоятельная сетка скважин на уровне каждого объекта нужна исключительно для обеспечения оптимального поля пластовых давлений, адаптированного к конкретным геолого-технологическим условиям выделенного объекта. При технологии одновременно раздельной разработки нескольких объектов это возможно обеспечить с помощью совмещенной для них сеткой скважин. В настоящее время проведена работа для нагнетательных скважин с четырьмя изолированными интервалами пластов, но существует принципиальная и техническая возможность значительно увеличить количество таких интервалов (объектов). Успешное внедрение данной технологии возможно на нагнетательных скважинах, имеющих открытый ствол до продуктивных пластов, что позволяет изменять режимы закачки воды в каждый из интервалов (пласт) путем смены регулирующих клапанов или штуцеров с помощью канатной техники и специальных инструментов. При использовании данной технологии можно контролировать закачку воды в каждый объект и оптимально регулировать процессы разработки - дифференцированно воздействовать на отдельные пласты за счет оперативного (сменой устьевого регуляторов или забойных регуляторов в соответствующих секциях) изменения режимов каждого из пластов скважины в широком диапазоне, что в конечном итоге позволит увеличить коэффициент нефтеотдачи. Данная технология позволяет оптимизировать репрессии, изменять направления фильтрации, производить нестационарное заводнение даже в зимний период. Таким образом, на многопластовых месторождениях необходимо проводить широкомасштабное внедрение технологии ОРРНЭО с целью обеспечения дифференцированного воздействия на различные эксплуатационные объекты (интервалы и/или участки пласта). В настоящее время проведена работа для нагнетательных скважин с четырьмя изолированными интервалами пластов, но существует принципиальная и техническая возможность значительно увеличить количество таких интервалов (объектов). Диаметр колонны труб и типоразмеры регулирующего клапана для каждой секции выбирают с помощью программного комплекса Уральского филиала НИИ «Башкиргаз» SANDOR в зависимости от геолого-промысловых характеристик соответствующих им эксплуатационных объектов. Каждую последующую секцию спускают на колонне технологических труб, а верхнюю секцию - на колонне фондовых труб. Специализированное оборудование для реализации технологии ОРРНЭО разрабатывает ООО НТП «Нефтегазтехника» г. Уфа. Остановимся подробнее на отдельных разработках. Разъединитель колонны типа РКГ, РКМ, РКШ. Разъединитель колонны предназначен для отсоединения (гидравлическим воздействием - РКГ или механически РКМ, РКШ) и последующего соединения (автоматически - гидравлическим или механическим воздействием) колонны НКТ с установленным в скважине пакером, а также для компенсации изменения длины колонны НКТ при термобарических условиях (рис.8) Пакер типа ПДШ. Главное преимущество данного пакера - повышение его герметичности, а также надежности извлечения из скважины. При этом сокращается количество спуско-подъемных операций и аварий при эксплуатации многопакерной установки. Пакер включает сверху якорь, срабатывающий как от трубного, так и от забойного давления, что повышает надежность пакера как при посадке, так и при его эксплуатации. Также пакер имеет снизу заякоривающее устройство «конус - плашек», освобождающееся как от натяга (8 - 12 тн) колонны труб, так и без натяга, путем перемещения (механическим или гидравлическим путем) скользящей втулки в стволе, не срезая при этом срезных винтов плашкодержателя.

Рис.8 Разъединитель колонны РКШ

Забойный регулятор типа 5 РД. Данный регулятор позволяет в зависимости от параметров пласта поддерживать заданное забойное давление или заданный расход воды в процессе закачки даже при изменении пластового давления и коэффициента приемистости. Устьевой регулятор типа 5 РР. Данный регулятор в отличие от традиционно используемых устьевых штуцеров позволяет оперативно изменять и поддерживать заданные значения устьевого давления, в частности при исследовании пластов. Эффективность технологии одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов на нагнетательных скважинах была проверена на следующих многопластовых месторождениях: Ванъеганском, Ай-Еганском, Приобском, Тарасовском, Барсуковском, Южно-Тарасовском, Фестивальном, Восточно-Ягтинском, Южно-Харампурском и других. Экономический эффект указанной технологии в основном выражается в дополнительной добыче нефти или сокращении капитальных вложений на бурение дополнительных скважин. Технология позволяет по сравнению с раздельной эксплуатацией нескольких пластов:

-сократить капитальные вложения на бурение скважин (в 2-3 раза);

- снизить эксплуатационные расходы (переменные затраты) (на 20-40%);

- уменьшить срок освоения многопластового месторождения (на 30%);

- увеличить рентабельный срок разработки обводненных и загазованных пластов продлением их эксплуатации с подключением дополнительных объектов;

- увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет увеличения срока их рентабельной разработки;

- уменьшить вероятность замерзания фонтанной арматуры и выкидных коллекторов нагнетательных скважин из-за низкой проницаемости пласта;

- повысить эффективность использования скважин и скважинного оборудования;

- уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны.

По сравнению с совместной эксплуатацией нескольких пластов технология позволяет:

- увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет разукрупнения объектов разной проницаемости и разной насыщенности и повышения степени охвата их заводнением;

- увеличить добычу нефти на 30-40 % за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов;

- обеспечить учет закачиваемой воды (агент) в каждый из пластов;

- предупредить межпластовые перетоки по стволу скважины в момент ее остановки и при малых репрессиях;

- повысить эффективность методов повышения нефтеотдачи за счет использования одной скважины одновременно для ППД и селективной закачки агента для выравнивания профиля приемистости;

- нестационарно воздействовать на пласты, изменяя их режимы;

- обеспечить повышенные репрессии на низкопроницаемые нефтенасыщенные пласты с одновременнымограничением закачки воды в высокопроницаемые пласты;

- регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, оперативно управляя полем пластовых давлений;

- уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны;

- исследовать и контролировать разработку отдельных пластов. В настоящее время технология успешно внедрена на 37 нагнетательных скважинах, в том числе на 12 с 3-мя пластами и на 25 с 2-мя пластами. Технология наиболее эффективно реализуется на газлифтных и нагнетательных скважинах.

4. Расчетная часть

4.1 Расчет времени разработки нефтяной залежи

В связи с этим, одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко. При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруговодонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта

где:

· - запас упругой энергии залежи;

· - коэффициент упругоемкости пласта;

· - объем пласта;

· - снижение давления,

где:

· - пористость;

· - коэффициент сжимаемости жидкости (нефти);

· - коэффициент сжимаемости среды (породы);

где:

· - начальное среднее пластовое давление;

· - текущее среднее пластовое давление.

Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с , можно убедиться в наличии еще в залежи упругой энергии или в необходимости внедрения методов поддержания давления. Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки. Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования. Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область. Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости. Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины:

где:

· - утечки закачиваемой воды в законтурную область;

· - средняя проницаемость пласта;

· - толщина пласта;

· - вязкость воды;

· - поправочный коэффициент, определяется в период пробной эксплуатации;

· - давление на линии нагнетания;

· - начальное пластовое давление;

· - безразмерная закачка на момент времени t, определяется по таблице 1.

· - безразмерное время, ;

где:

· - радиус укрупненной скважины;

· - коэффициент пьезопроводности.

4.2 Расчет процесса закачки тех. жидкостей в скважины

Суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин, по месторождению и его объектам определяется как сумма количеств закачиваемой воды по отдельным скважинам. Распределение закачки при внутриконтурном заводнении между соседними площадями или блоками разработки производится в соответствии с темпами отбора жидкости или в соответствии со средней гидропроводностью смежных площадей или блоков разработки. Распределение объемов закачиваемой воды в скважинах разрезающих рядов между соседними площадями рекомендуется проводить с учетом отборов жидкости и изменения пластового давления за анализируемый период на этих площадях по формуле:

где:

· - объем закачки за анализируемый период (можно по годам или еще дробнее);

· - отбор жидкости за анализируемый период с половины площади, примыкающей к ряду нагнетательных скважин;

· - коэффициент упругоемкости пласта на прилегающей площади;

· - изменение пластового давления на прилегающей площади за анализируемый период;

· - объем пласта в пределах прилегающей площади;

· - потери закачки (утечки в другие пласты из-за негерметичности колонны, потери на поверхности и др.).

Так же как и при распределении добычи нефти и жидкости, наибольшую сложность и условность представляет собой распределение закачки между пластами многопластового месторождения с использованием данных расходометрии. Более простой способ заключается в распределении закачки пропорционально накопленной добыче жидкости пластов. Количественное определение эффективности ГМПН пластов, т.е. добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта. Базовый вариант - это вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый ГМПН пластов. Эффект от гидродинамического воздействия за данный интервал времени определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту. Прогноз показателей разработки базового варианта (добыча нефти, жидкости, обводненность, количество скважин, перепадов давлений и др.) должен производиться на срок от одного до шести лет, в зависимости от применяемой технологии воздействия. Добычу нефти (технологическая эффективность) за счет ГМПН пластов желательно определять ежеквартально. В случаях, когда прирост добычи нефти за квартал окажется незначительным по сравнению с общей добычей нефти из объекта воздействия, квартальная эффективность оценивается как четвертая часть годового эффекта. Эффективность ГМПН пластов должна определяться в целом по объекту воздействия. В случаях, когда эффект определяется по отдельным скважинам («скважинным» характеристикам), должен быть учтен эффект взаимовлияния скважин. Выделение расчетных объектов гидродинамического воздействия для определения эффективности ГМПН должно основываться на результатах детального геолого-промыслового анализа разработки продуктивных пластов. Если такие участки ранее не были выделены, их границы устанавливаются на основании геолого-промысловых материалов, подсчитываются балансовые запасы на этих участках, определяется степень и характер выработки запасов нефти из них. На объектах гидродинамического воздействия обычно применяется несколько ГМПН одновременно или со смещением во времени. В эти случаях определяется общая технологическая эффективность всех методов воздействия. Выделение эффекта от каждого вида гидродинамического воздействия может производиться условно с учетом степени воздействия и реализации. Величина прироста конечной нефтеотдачи за счет методов гидродинамического воздействия определяется объемом дополнительно вовлекаемых в разработку балансовых запасов нефти. Применение гидродинамических методов воздействия, относящихся к первой группе, приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти (если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку слабодренируемые запасы нефти). К увеличению конечной нефтеотдачи ведет, в частности, форсированный отбор жидкости вследствие повышения предела рентабельности эксплуатации скважин по обводненности продукции. Методы второй группы направлены, в основном, на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти из недр. При выборе и обосновании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов должны учитываться технические возможности наземного и подземного оборудования (конструкция скважин, устьевое оборудование, поверхностное обустройство, способы эксплуатации скважин, производительность насосных установок и др.). Виды, объемы внедрения и ожидаемая эффективность обосновываются в технологических схемах, проектах разработки и доразработки нефтяных месторождений, а также в работах по текущему геолого-промысловому анализу и по резу Характеристики вытеснения могут применяться для оценки эффективности практически всех методов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты, за исключением, возможно, подгазовых зон газонефтяных объектов разработки. Следует иметь в виду, что изменение формы характеристики вытеснения может быть связано как с вовлечением в активную разработку недренируемых или слабодренируемых запасов нефти (в тупиковых зонах, отдельных прослоях, линзах и т.д.), так и с перераспределением отборов жидкости и закачки воды по скважинам, т.е. гидродинамическое воздействие может оказывать влияние как на конечную, так и на текущую нефтеотдачу. Поэтому при оценке технологической эффективности мероприятий следует использовать результаты текущего геолого-промыслового анализа с целью определения дополнительно вводимых в разработку запасов нефти в результате изменения систем воздействия, бурения самостоятельных скважин на отдельные прослои, линзы, тупиковые и слабодренируемые зоны. Поскольку величины запасов нефти в этих зонах обычно невелики по сравнению с общими запасами нефти объекта разработки, влияние ввода их в активную разработку может оказаться слабо заметным на форме характеристики вытеснения. В этих случаях объемы добычи нефти, полученные из дополнительно введенных в разработку балансовых запасов нефти, должны определяться отдельно и целиком относиться к методу гидродинамического воздействия. Использование характеристик вытеснения по отдельным скважинам для оценки эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи является весьма условным из-за существенных изменений режима работы каждой из них в течение периода эксплуатации и взаимовлияния работы окружающих скважин. В связи с этим использование скважинных характеристик вытеснения для оценки технологической эффективности гидродинамического воздействия не рекомендуется. Для методов гидродинамического воздействия, предусматривающих вовлечение в активную разработку недренируемых запасов нефти, в начальный период разработки объекта рекомендуется применение дифференциальных характеристик вытеснения ввиду низкой обводненности продукции. Для определения количественной эффективности гидродинамических методов увеличения текущей и конечной нефтеотдачи могут использоваться характеристики вытеснения различного вида, основными из которых являются следующие:

1. (предложена Назаровым С.Н. и Сипачевым Н.В.)

2. (предложена Камбаровым Г.С. и др.)

3. (предложена Пирвердяном A.M. и др.)

4. (предложена Казаковым А.А.)

5. (предложена Черепахиным Н.А. и Мовмыгой Г.Т.)

6. (предложена Сазоновым Б.Ф.)

7. (предложена Максимовым М.И.)

8. (предложена Гарбом Ф.А. и Циммерманом Э.Х.)

9. (предложена Французским институтом)

10.

11.

12.

13.

14. ,

где:

· - накопленная с начала разработки добыча нефти, воды, жидкости соответственно;

· - добыча нефти, воды, жидкости по годам разработки соответственно;

· - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных;

· - среднегодовая доля нефти в добываемой жидкости;

· - годовая добыча нефти за первый год рассматриваемого периода;

· - время, годы;

· - балансовые запасы нефти в пластовых условиях;

· - коэффициент извлечения нефти.

Интегральные характеристики вытеснения видов (2), (3), (6), (13) и дифференциальные характеристики вытеснения видов (10), (11), (12) и (14) являются наиболее простыми и удобными при «ручной» обработке данных для определения эффективности гидродинамического воздействия. Остальные виды характеристик вытеснения при «ручной» обработке фактических данных для количественной оценки эффекта от ГМПН требуют гораздо больших объемов вычислений или использования методов подбора различных величин и коэффициентов.

В этих случаях рекомендуется «машинная» обработка исходных данных с использованием ЭВМ, для чего необходимо составить для компьютера программу для выбора наилучшего вида характеристики вытеснения. Дифференциальные характеристики вытеснения вида (11) и (12) для построения базового варианта и определения эффективности гидродинамического воздействия рекомендуется применять в период безводной добычи нефти. Коэффициенты и для этих характеристик вытеснения целесообразно определять с учетом сложившегося коэффициента падения дебитов нефти по рассматриваемому объекту до начала гидродинамического воздействия. В некоторых случаях коэффициент для характеристики вытеснения вида (11) определяется как отношение средней начальной годовой добычи нефти одной скважины к извлекаемым запасам нефти на одну скважину. Физически содержательная математическая модель (геолого-технологическая модель) процесса разработки пласта представляет собой систему дифференциальных уравнений, отражающих фундаментальные законы сохранения массы, импульса, энергии, которые с наибольшей полнотой на сегодня описывают изучаемый процесс. Система уравнений дополняется начальными и граничными условиями, включающими управляющие воздействия на скважинах. Особо следует отметить, что система уравнений с дополнительными условиями описывает фильтрационный процесс в области, которая, в свою очередь, является моделью реального геологического объекта, отличающегося, как правило, сложным строением. Эту модель называют геолого-математической моделью объекта разработки.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия

На предприятиях нефтепродуктообеспечения проводятся операции по хранению, отпуску и приему нефтепродуктов, многие из которых токсичны, хорошо испаряются, способны электризоваться, пожаро- и взрывоопасны. При работе на предприятиях отрасли возможны следующие основные опасности: возникновение пожара и взрыва при разгерметизации технологического оборудования или трубопроводов, а также при нарушении правил их безопасной эксплуатации и ремонта; отравление работников вследствие токсичности многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов; травмирование работников вращающимися и движущимися частями насосов, компрессоров и других механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждения; поражение электрическим током в случае нарушения изоляции токоведущих частей электрооборудования, неисправности заземления, неприменения средств индивидуальной защиты; повышенная или пониженная температура поверхности оборудования или воздуха рабочей зоны; повышенный уровень вибрации; недостаточная освещенность рабочей зоны; возможность падения при обслуживании оборудования, расположенного на высоте. При обслуживании оборудования и проведении его ремонта запрещается: применение открытого огня для подогрева нефтепродуктов, отогревания арматуры и т. п.; эксплуатация неисправного оборудования; эксплуатация и ремонт оборудования, трубопроводов и арматуры с нарушением правил техники безопасности, при наличии утечек нефтепродуктов через неплотности в соединениях и уплотнениях или в результате износа металла; применение для открытия и закрытия запорной арматуры каких-либо рычагов (ломов, труб и т. п.); ремонт электрооборудования, не отключенного от электросети; чистка оборудования и деталей машин горючими легковоспламеняющимися жидкостями; работа без соответствующих индивидуальных средств защиты и спецодежды. При разливе нефтепродуктов место разлива следует засыпать песком с последующим удалением его в безопасное место. При необходимости убрать загрязненный нефтепродуктами грунт. В помещениях, где произошел разлив производится дегазация дихлорамином (3%-ный раствор в воде) или хлорной известью в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на две-пять частей воды). Во избежание воспламенения запрещается дегазация сухой хлорной известью. Курение на территории и в производственных помещениях предприятия запрещается за исключением специально отведенных для этого мест (по согласованию с пожарной охраной), где вывешиваются надписи "Место для курения". Подъезды к пожарным гидрантам и другим источникам водоснабжения должны быть всегда свободными для беспрепятственного проезда пожарных машин. В зимнее время необходимо: очищать от снега и льда, посыпать песком, чтобы исключить скольжение: настилы, лестницы, переходы, тротуары, пешеходные дорожки и дороги; своевременно удалять сосульки и корки льда, образующиеся на оборудовании, крышах зданий, металлоконструкциях.

5.2 Охра недр и окружающей среды

Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и поступали. Совсем недавние отголоски интенсивных нефтяных разработок произошли в Татарии, где в апреле 1989 г. было зарегистрировано землетрясение силой до 6 баллов (г. Менделеевск). По мнению местных специалистов, существует прямая зависимость между усилением откачки нефти из недр и активизацией мелких землетрясений. Зафиксированы случаи обрыва стволов скважин, смятие колонн. Подземные толчки в этом районе особенно настораживают, ведь здесь сооружается Татарская АЭС. Во всех этих случаях одной из действенных мер также является нагнетание в продуктивный пласт воды, компенсирующей отбор нефти. Начав эксплуатацию месторождений нефти и газа, человек, сам того не подозревая, выпустил джина из бутылки. Поначалу казалось, что нефть приносит людям только выгоду, но постепенно выяснилось, что использование ее имеет и оборотную сторону. Нефтяное загрязнение создает новую экологическую обстановку, что приводит к глубокому изменению всех звеньев естественных биоценозов или их полной трансформации. Общая особенность всех нефтезагрязненных почв - изменение численности и ограничение видового разнообразия педобионтов (почвенной мезо- и микрофауны и микрофлоры). Происходит массовая гибель почвенной мезофауны: через три дня после аварии большинство видов почвенных животных полностью исчезает или составляет не более 1% контроля. Наиболее токсичными для них оказываются легкие фракции нефти. Комплекс почвенных микроорганизмов после кратковременного ингибирования отвечает на нефтяное загрязнение повышением валовой численности и усилением активности. Прежде всего это относится к углеводородоокисляющим бактериям, количество которых резко возрастает относительно незагрязненных почв. Развиваются “специализированные “ группы, участвующие на разных этапах в утилизации УВ. Максимум численности микроорганизмов соответствует горизонтам ферментации и снижается в них по профилю почв по мере уменьшения концентраций УВ. Основной “ взрыв “ микробиологической активности падает на второй этап естественной деградации нефти. В процессе разложения нефти в почвах общее количество микроорганизмов приближается к фоновым значениям, но численность нефтеокисляющих бактерий еще долгое время превышает те же группы в незагрязненных почвах (южная тайга 10 - 20 лет). Изменение экологической обстановки приводит к подавлению фотосинтезирующей активности растительных организмов. Прежде всего это сказывается на развитии почвенных водорослей: от их частичного угнетения и замены одних групп другими до выпадения отдельных групп или полной гибели всей альгофлоры. Особенно значительно ингибирует развитие водорослей сырая нефть и минеральные воды. Изменяются фотосинтезирующие функции высших растений, в частности злаков. Эксперименты показали, что в условиях южной тайги при высоких дозах загрязнения - более 20 л/м² растения и через год не могут нормально развиваться на загрязненных почвах. Исследования показали, что в загрязненный почвах снижается активность большинства почвенных ферментов (Н. М. Исмаилов, Ю. И. Пиковский 2008 г.). При любом уровне загрязнения ингибируются гидролазы, протеазы, нитратредуктазы, дегидрогеназы почв, несколько повышается уреазная и каталазная активности почв. Дыхание почв также чутко реагирует на нефтяное загрязнение. Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. В нашей стране такая система впервые была создана в 70-х гг. и применена в районах Западной Сибири. Потребовалось создать новую унифицированную технологию добычи нефти. Раньше, например, на промыслах не умели транспортировать нефть и попутный газ совместно по одной системе трубопроводов. С этой целью сооружались специальные нефтяные и газовые коммуникации с большим количеством объектов, рассредоточенных на обширных территориях. Промыслы состояли из сотен объектов, причем в каждом нефтяном районе их строили по-своему, это не позволяло связать их единой системой телеуправления. Естественно, что при такой технологии добычи и транспорта много продукта терялось за счет испарения и утечки. Специалистам удалось, используя энергию недр и глубинных насосов, обеспечить подачу нефти от скважины к центральным нефтесборным пунктам без промежуточных технологических операций. Число промысловых объектов сократилось в 12-15 раз. По пути герметизации систем сбора, транспорта и подготовки нефти идут и другие крупные нефтедобывающие страны земного шара.

Заключение

В курсовом проекте рассмотрены актуальные проблемы разработки нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений Закачиваемая в пласт вода не может рассматриваться в виде виртуальной жидкости, неспособной существенно изменить, например, проницаемость пласта и используемой только в качестве средства поддержания пластового давления (ППД). Вода является важнейшим вытесняющим, замещающим нефть агентом. В связи с этим с новых позиций рассмотрены вопросы качества закачиваемой воды и ее соответствие коллекторским свойствам пласта. Последнее особенно важно при разработке месторождений и пластов с ухудшенными коллекторскими параметрами, в которых содержатся значительные запасы нефти, которые пока не могут быть вытеснены обычно применяемой водой. Рассмотрены причины самокольматации пористой среды, современные требования к системе ППД, методы и новые технологии очистки закачиваемых вод. Показана целесообразность очистки воды по каскадной технологии, обеспечивающей максимальный эффект при минимальных затратах.

Список используемой литературы

1. А.А.Газизов, А.Ш.Газизов (ОАО «НИИнефтепромхим»), А.И.Никифоров (Институт механики и машиностроения КНЦ РАН) Об одном критерии эффективности разработки нефтяной залежи заводнением

2. А.Х. Шахвердиев (ОАО “ВНИИнефть”) Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий

3. В.Г.Пантелеев, В.П. Родионов (БашНИПИнефть) Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от скорости движения жидкостей в поровом пространстве карбонатов башкирского яруса

4. В.И.Грайфер, В.Д.Лысенко (АО “РИТЭК”) О повышении эффективности разработки месторождений при применения химических реагентов

5. Е.В. Лозин, Э.М. Тимашев, Р.Н. Еникеев, В.М. Сидорович (БашНИПИнефть) Регламентирование геолого-промысловых, гидродинамических и геофизических исследований для контроля разработки месторождений

6. Е.Н. Сафонов, И.А. Исхаков, К.Х. Гайнуллин(АНК “Башнефть”), Е.В. Лозин, Р.Х. Алмаев (БашНИПИнефть) Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана

7. Е.С. Макарова, Г.Г.Саркисов (Roxar Software Solutions, Москва) Основные этапы трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов

8. З.М. Хусаинов (НГДУ “Нижнесортымскнефть”), Р.Х. Хазипов (ООО “НПП”Биоцид”), А.И. Шешуков (СургутНИПИнефть) Эффективная технология повышения нефтеотдачи пластов

9. Л.Н. Васильева, Ю.Н. Крашенинников, Е.В. Лозин (БашНИПИнефть) Оценка влияния уплотнения сетки скважин на опытных участках Новохазинской площади

10. Л.С.Каплан (Октябрьский филиал УГНТУ) Совершенствование технологии закачки воды в пласт

11. Н.И. Хисамутдинов (НПО “Нефтегазтехнология”) Совершенствование методов решения инженерных задач в добыче нефти для поздней стадии разработки

12. Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров (НПО “Нефтегазтехнология”), Р.С. Нурмухаметов, Р.К. Ишкаев (ОАО “Татнефть”) Моделирование фильтрации жидкости в пласте с высокопроницаемыми включениями

13. Р.Г. Сарваретдинов Р.Х. Гильманова, Р.С. Хисамов, Н.З. Ахметов, С.А. Яковлев (НПО “Нефтегазтехнология”, ОАО “Татнефть”) Формирование базы данных для разработки геолого-технических мероприятий оптимизации добычи нефти

14. Ю.П.Коноплев, Б.А.Тюнькин (ПечорНИПИнефть) Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений

15. Ю.Х. Ширяев, Г.Г. Даниленко, Н.С. Галицина (ООО “КАМА-НЕФТЬ”), А.В. Распопов, Т.П. Михеева (ООО “ПермНИПИнефть”) Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов