А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Попутна пластова вода

Величезні запаси попутних і пластових вод з пром.

Якщо в попутної пластової воді міститься велика кількість іонів хлору, то домогтися зниження масової концентрації солей в товарної нафти до 100 мг /л тільки за рахунок її зневоднення часто не вдається, наприклад для родовищ Урало-Поволжя, Білорусі та інших районів.

Можна припустити, що попутна пластова вода при такому типі колектора надійде в тріщини з пористої матриці і разом з нафтою - в стовбур свердловини.

Нафта, нафтовий газ, попутна пластова вода з дуже великою натяжкою і в специфічному контексті можуть бути названі компонентами.

Залежність обводнення видобувається рідини від ступеня вироблення запасів нафти при різних системах заводнення. Позначення на 44. Це дозволяє істотно скоротити видобуток попутної пластової води, в результаті чого на пізній стадії розробки вже, навпаки, малоактивні системи заводнення забезпечують менший ступінь обводнення при однаковій виробленні видобутих запасів нафти.

Через відсутність можливості повної утилізації попутних пластових вод через систему ППД в серпуховский горизонт закачано майже 30 млн. М3 стічної води, в результаті чого пластовий тиск перевищило гідростатичний. Однак питання про те, яка з перерахованих причин є переважаючою, залишилося відкритим.

Зольненского родовища видобуто незначна кількість попутної пластової води.

Якщо неможливо використовувати для заводнення попутну пластову воду, доцільно в початковий період заводнення обробляти закачувати воду спеціальними речовинами для підвищення її вимиває здатності і в'язкості.

В процесі нафтопромислової практики підготовки свердловини продукції встановлено, що попутна пластова вода, яка перебуває в нафти в диспергованому стані (зворотна водонефтяная емульсія), в процесі її розшарування практично не містить будь-яких зважених речовин.

Сучасні тенденції організації збору і промислової підготовки нафти, нафтового газу і попутної пластової води істотно підвищують вимоги до якості вихідної інформації при проектуванні об'єктів промислового облаштування, аналізі ефективності їх експлуатації. Відсутність експериментальної інформації за фізико-хімічними властивостями свердловинкою продукції в умовах невизначеності складу нафти, що видобувається з многопластових експлуатаційних об'єктів визначають необхідність повсюдного використання аналітичних і кореляційних залежностей їх розрахунку.

Тому роль поверхневих явищ у всіх основних процесах підготовки нафти, нафтового газу і попутної пластової води стає визначальною.

Сутність процесу знесолення промисловий нафти укладає - ся в зниженні коніентраііі хлористих солей в крапельної попутної пластової воді, яка залишилася в промисловий нафти після її попереднього і глибокого зневоднення. Зниження концентрації солей в крапельної пластовій воді, що представляє собою дисперсну фазу в зворотному водонефтяной емульсії (промисловий нафти), можливо тільки в результаті коалесіенші їх з краплями промивної води, в якості якої, як правило, використовується прісна вода.

Гелеобразующіе композиції отримують шляхом розчинення при перемішуванні нефелина в розчині соляної кислоти, приготовленої на прісної або мінералізованою попутної пластової воді.

Гслеобразующіе композиції отримують шляхом розчинення при перемішуванні нефелина в розчині соляної кислоти, приготовленої на прісної або мінералізованою попутної пластової воді.

Таким чином, за нафтового покладу пласта Д - Н вдалося витягти три чверті запасів нафти практично не добуваючи попутної пластової води.

Дослідженнями встановлено, що в 1 мл закачиваемой поверхневої води сульфат-відновлюючих бактерій міститься від одиниць до десятків бактерій, а в 1 мл попутної пластової води (суміш пластової і закачиваемой) - близько 100 бактерій. У пластових водах цих бактерій не міститься.

Становить великий інтерес досвід експлуатації нафтового покладу пласта Д - П Дмитрівського родовища Куйбишевської області, де протягом тривалого часу вдавалося істотно обмежувати видобуток попутної пластової води при наявності запасу продуктивності поклади. Нафтова поклад пласта Д - П розроблялася з 1955 р і по 1960 р тільки розвідувальними свердловинами, причому їх продуктивність була настільки висока, що рівень видобутку нафти по пласту досягав 50% максимального рівня, досягнутого в 1965 р після повного разбуривания поклади експлуатаційними свердловинами і освоєння системи законтурного і внутріконтурного заводнення.

У монографії розглянуті сучасні вимоги до систем нефтегазосбора з урахуванням здійснення в них найважливіших технологічних операцій по попередньої сепарації газу, руйнування емульсій та очищення попутних пластових вод, що істотно підвищує ефективність їх використання. Розглянуто традиційні регіональні технологічні схеми нефгазосбора, що застосовувалися раніше.

Власними силами цеху підготовки і перекачування нафти виконана робота по роздільному збору та підготовки нафти вугленосних і девонських обріїв, а зробити це було нелегко в умовах, коли на кожну тонну нафти доводиться дев'ять кубометрів попутного пластової води. Туймазінди не мають наміру зупинятися на досягнутому, вони і зараз роблять все, щоб закрити останні канали втрат. Поки що через дихання резервуарів легкі фракції, найцінніші компоненти сировини, все ж випаровуються в атмосферу. У всіх парках йде підготовка до безрезервуарний здачі готової продукції перекачує станціям.

Дня розробки запежей з першим типом пізньої стадії характерно порівняно плавне і сильно розтягнуте в часі падіння відборів нафти, видобуток рідини при цьому зберігається або збільшується, фонд видобувних свердловин скорочується незначно і велика частина їх обводнена, видобуток нафти по свердловинах розподілена відносно рівномірно. З аалежі відбираються великі обсяги попутної пластової води.

Стічна вода утворюється на комплексній установці підготовки нафти в процесах її зневоднення і знесолення. Отже, одержувана вода являє собою суміш попутних пластових вод декількох родовищ, а також прісної води, що додається в процесі знесолення нафти.

При розробці родовищ з використанням штучного або природного активного водонапірної режиму на цій стадії супроводжується видобутком великого обсягу попутної пластової води. Перекачування, промислова підготовка і утилізація цієї води вимагають значних матеріальних витрат і підвищують екологічне навантаження в регіоні нафтогазовидобутку. Це зумовлює важливість вирішення проблеми обмеження видобутку попутної води. Одним із шляхів її вирішення є якісне проведення гідроізоляційних робіт на свердловинах. Їм передує достовірне прогнозування причини обводнення продукції, розробка рецептури ізоляційного матеріалу і технології робіт, а також створення методів контролю за результатами їх впровадження на свердловинах.

За зовнішнім виглядом нефелин є сірий порошок. Гелеобра-зующие композиції отримують шляхом розчинення при перемішуванні нефелина в розчині соляної кислоти, приготовленої на прісної або мінералізованою попутної пластової воді. Здатність до гелеутворення визначається вмістом оксидів кремнію і алюмінію, які при розчиненні в соляній кислоті утворюють гелеобразующіе композиції, здатні взаємно коагулировать, утворюючи гелі, що складаються з аморфних позитивно заряджених оксидів алюмінію і негативно заряджених полікремнієвих кислот, розташованих в певних співвідношеннях.
 До 1970 р розглядається регулювання обводнення видобувається рідини проводилося стихійно в силу вже зазначених особливостей роботи насосних свердловин. У 1970 р інститутом Гіпровостокнефть це явище було вивчено і була встановлена висока ефективність його в справі обмеження видобутку попутної пластової води. Одночасно було проведено дослідження впливу подібного ведення розробки поклади на ефективність процесу витіснення нафти водою в пористої середовищі.

найбільш доцільною формою ВНК в момент перетину ним низки експлуатаційних свердловин слід визнати його вертикальне положення. При цьому свердловини працюють безводний найбільш тривалий час, а процес обводнення окремих свердловин відбувається дуже швидко і кількість видобутої попутної пластової води невелика.

Цей висновок був зроблений, виходячи з панував на початку 60 - х років уявлення, що найбільш вигідно раннє відключення з експлуатації обвідного свердловин. Однак більш Пізніші дослідження ВНДІ і БашНИПИнефть[89, 106]показали, що оптимальний момент відключення свердловин лежить в області досить високій обводнення нафти, приблизно в інтервалі 70 - 95% обводнення, тому можливості скорочення видобутку попутної пластової води при багаторядних системах виявляються досить обмеженими.

Існують різні способи отримання максимальної кількості нафти з пласта. Всі вони засновані на закачуванні рідини через свердловини, розташовані в стратегічно важливих місцях; ці рідини видавлюють нафту в експлуатаційні свердловини. Найчастіше закачують воду - у багатьох випадках попутну пластову воду, яку очищають і повторно використовують. Цей метод - заводнення, або вторинне витяг, - застосовувався повсюдно і до сих пір в широкому ходу.

На станціях підземного зберігання газу освіту промстоков знаходиться в прямій залежності від циклич. Під час закачування газу промстоки мають мінім. У період відбору газу з підземного сховища газу з'являється попутна пластова вода, видобута з свердловин разом з газом.

Ефект від скорочення числа експлуатаційних свердловин отримано від того, що, як показує більш ретельний аналіз, були зупинені найбільш обводнені свердловини. Тому, як це видно з рис. 39 обводненість видобутої рідини в роки, коли відбувалася зупинка свердловин, не тільки не зростала, а навіть мала тенденцію до зменшення. В результаті зупинки найбільш обводненной частини експлуатаційного фонду значно скоротився видобуток попутної пластової води, яка є робочим агентом процесу витіснення, що і поліпшило характеристику витіснення. Таким чином, можна зробити висновок, що зупинка майже половини експлуатаційних свердловин по нафтового покладу пласта Б2 Заборовського родовища не зробила негативного впливу на ефективність процесу витіснення, а то, що зупинена була, в основному, найбільш обводнення частина свердловин, навіть сприяло підвищенню ефективності процесу витіснення .

З цією метою була визначена досягнута нефтеотдача в промитої частини пласта, яка виявилася рівною 064 що перевищує заплановану нефтеотдачу пласта. Тому в 1970 р інститутом Гіпровостокнефть було рекомендовано продовжувати практику обмеження видобутку попутної пластової води.

При нафтовому забрудненні другого виду спостерігається формування хлоридних натрієвих (кальцієвих) вод, що містять розчинені нафтові вуглеводні і ПАР. Залежно від співвідношення щільності стічних І природних підземних вод, літолого-петрографічного складу водоносних порід техногенні аномалії нафтових вуглеводнів і ПАР можуть охоплювати водоносний пласт на всю його потужність, розвиватися у верхній або нижній його частині. Як приклад розглянемо ореол нафтового забруднення другого виду, що утворився в результаті надходження попутних пластових вод хлоридного натрієвого складу через затрубний простір нафтової свердловини.

Більшість же дослідників[11, 12]вважають, що в пластових умовах розпорошення газоводонефтяних систем виключено. Глибинні проби рідини, відібрані у вибою свердловини, як правило, складаються з безводної нафти і води, в той час як у поверхні відбирають високодисперсних емульсію. Освіта водонефтяной емульсії може відбуватися тільки під впливом витраченої енергії, при інтенсивному перемішуванні нафти з попутним пластової водою. Це відбувається за рахунок виділення газу при зниженні тиску в процесі підйому нафти до гирла свердловини. При механізованих способах видобутку найбільш стійкі емульсії утворюються при використанні електроцентробежних насосів, менш стійкі - штангових і гвинтових. Відрізняються також міцністю емульсії, що утворюються при компресорному способі експлуатації свердловин, оскільки, поряд з інтенсивним перемішуванням нафти і води і утворенням дуже дрібнодисперсного емульсії, при цьому відбувається окислення деяких важких вуглеводнів з утворенням ас-фальтосмолістих речовин. Крім того, киснем повітря окислюються і містяться в нафті нафтенові кислоти, стаючи при цьому ефективними стабілізаторами емульсій.

У промислових умовах інгібітори, як правило, забезпечують задовільний захист в системі підтримки пластового тиску. Ця обставина пояснюється тим, що при відпрацюванні захисного ефекту і робочої концентрації інгібітора в лабораторних умовах дослідники виходять з помилкової передумови про коррозионном руйнуванні металу обладнання тільки під впливом попутної пластової води і розчинених в ній агресивних агентів без урахування впливу нафти. Фактично ж в нафтопроводі завжди присутній система з двох змішуються рідин (нафта - вода), при введенні в яку інгібітор розміщується в обох частинах згідно з коефіцієнтом розподілу. Коефіцієнт розподілу визначається окремо для кожного інгібітора і кожної змішується системи рідин. Для цього достатньо мати методику виявлення інгібітора в пластовій воді. Така методика повинна бути додана при поставці інгібітора на промисел.

У промислових умовах інгібітори, як правило, забезпечують задовільний захист в системі підтримки пластового тиску. Ця обставина пояснюється тим, що при відпрацюванні захисного ефекту і робочої концентрації інгібітора в лабораторних умовах дослідники виходять з помилкової передумови про коррозионном руйнуванні металу обладнання тільки під впливом попутної пластової води і розчинених в ній агресивних агентів без урахування впливу нафти. Фактично ж в нафтопроводі завжди присутній система з двох змішуються рідин (нафта - вода), при введенні в яку інгібітор розміщується в обох частинах згідно з коефіцієнтом рас-I. Коефіцієнт розподілу визначається окремо кожного інгібітора і кожної змішується системи 1 цього достатньо мати методику виявлення інгібітора в пластовій воді. Така методика повинна бути додана при поставці інгібітора на промисел.