Отчет по практике бакалавра. Отсчёт по прак. Отчет по производственной, технологической практике (указывается вид и тип практики) Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
 Скачать 0.9 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРАКТИКЕ (указывается вид и тип практики) Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело профиль «Эксплуатация и обслуживание обьектов добычи нефти» Студента группы ЗССПБ-21.03.01Э-35(К) Лотфуллин Р.Р. Руководитель практики Борхович С.Ю. Отчет проверил «___»___________2021г _______________ Отчет защищен «___»___________2021г с оценкой ________________ ________________ Ижевск 2021 г. Содержание Введение 3 1. Геологический раздел 5 2. Объекты разработки и их характеристика 7 3. Коллекторские свойства продуктивных пластов 9 4. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды) 10 5. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта) 11 6. Эффективность метода повышения нефтеотдачи пластов 11 7. Результаты гидродинамических исследований пластов 12 8. Схема системы ППД 13 9. Схема БКНС 13 10. Технологический режим работы фонтанных скважин 14 11. Технологический режим работы газлифтных скважин 16 12. Технологический режим работы УСШН 18 13.Технологический режим работы УПЦЭН 20 14. Конструкция газопесочных якорей 20 15. Устройства для борьбы с отложениями парафина 21 16. Схема промывки песчаной пробки 21 17. Технические средства для исследования скважин перед кап. ремонтом 22 18. Схема установки обезвоживания нефти 23 19. Электродегидратор 23 20. Системы автоматизации нефтяных скважин 24 21. Автоматизированные групповые замерные установки 25 22. Автоматизация ДНС и сепарационных установок 27 23. Технические средства для оперативного учета добываемой продукции 28 24. Нефтепромысловые резервуары и их элементы 30 25. Обеспечение требований охраны труда при обслуживании установок подготовки нефти, газа и воды 32 26. Организация пожарной охраны на предприятии 34 27. Организация безопасности жизнедеятельности в организации 35 Перечень учебной литературы 36 Введение Несмотря на накопленный опыт в области тепловых методов воздействия на пласты для отечественной нефтяной промышленности представляется крайне необходимым поиск и создание новых более совершенных технологий разработки залежи тяжелый нефтей и битумов. Это обусловлено как структурой «нетрадиционных» запасов нефти, так и необходимостью более полной выработки запасов углеводородов при достаточной высокой эффективности их добычи. Более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть. Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением приемлемыми значениями коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия. Дипломный проект посвящен технологиям добычи сверхвязкой нефти (СВН) и оценке их эффективности на Бавлинской площади . За девять лет эксплуатации залежи СВН месторождения добыто более 1015 тыс. т тяжелой нефти. Большая часть тяжелой нефти была добыта горизонтальными скважинами. Дебиты горизонтальных скважин в 8–10 раз выше вертикальных. Средний суточный дебит по горизонтальным скважинам в 2020 г. составлял 22,9 т нефти. За счет увеличения количества горизонтальных скважин годовая добыча 2020 г. составила 376,4 тыс. т нефти. На примере эксплуатации Бавлинской площади месторождения выявлена зависимость между добычей нефти на 1 т пара и толщиной пласта. С увеличением толщины продуктивного пласта эффективность работы горизонтальных скважин, эксплуатирующихся технологией парогравитационного дренирования, увеличивается. Среди одиночных горизонтальных скважин максимальная успешность отмечается по скважинам, работающим вблизи парных горизонтальных скважин за счет отбора нефти от развивающейся в их сторону паровой камеры. С бурением каждой следующей скважины повышается опыт в проводке горизонтального ствола и снижаются риски попадания в водонасыщенные интервалы. Для залежи высоковязкой нефти Бавлинской площади Ромашкинского месторождения выявлена сильная изменчивость положения водонефтяного контакта на небольших расстояниях, которая усложняет процесс добычи высоковязкой нефти. Процесс парогравитационного дренирования является наиболее эффективной технологией добычи для Бавлинской площади Ромашкинского месторождения СВН, а также может быть распространен на аналогичные месторождения. Использование зависимости и комплексного анализа в процессе проектирования горизонтальных скважин на месторождении с использованием эффективной технологии добычи высоковязкой нефти позволит найти решение главной проблемы нефтяной отрасли – увеличения нефтедобычи. 1. Геологический раздел Бавлинская площадь в тектоническом отношении приурочена к восточному склону Южного купола Татарского свода. Основной эксплуатационный объект площади представлен терригенными отложениями пашийского горизонта Д1, залегающего на глубине 1545 м. Залежь нефти многопластовая, сводовая. Углы падения пластов составляют доли градуса. Для корреляции пластов использовались два основных репера: «верхний известняк» - тонкая пачка карбонатных пород, залегающая в подошве кыновского горизонта; «глины» - пачка аргиллитов, залегающая в кровле муллинских слоев. В результате детальной корреляции разрезов были выделены пласты (сверху вниз): «а», «б1», «б2», «б3», «в», «г». Пласт «г» на всех участках характеризуется площадным развитием водонасыщенных коллекторов. Одной из важных особенностей Бавлинской площади является увеличение этажа нефтенасыщенности по направлению с севера на юг. Если в северной ее части пласт «б3» нефтенасыщен лишь в единичных скважинах, то в пределах южной – в ряде скважин вскрыты нефтенасыщенные коллекторы пласта «в». Поэтому на различных участках в объект разработки объединены неоднозначные пласты. Характерной особенностью Бавлинской площади является наличие мощного слияния пластов «а», «б1», «б2», которое прослеживается в виде широкой полосы по направлению с северо-запада на юго-восток. Эта особенность и определяет характер расчлененности разреза в продуктивной части разреза. В результате детального изучения петрофизического состава пластов-коллекторов выявлено, что в строении их принимают участие многочисленные типы пород (песчаники средне и разнозернистые, песчаники мелкозернистые, песчаники алевролитовые, алевролиты песчанистые и крупнозернистые, алевролиты разнозернистые), отличающиеся емкостно-фильтрационными свойствами. На основе литолого-петрографического изучения анализа данных промысловой геофизики, геолого-промыслового анализа и накопленного опыта разработки при подсчете запасов и анализе разработки предложено все типы пород классифицировать в три группы и две подгруппы: 1 группа – продуктивные коллекторы 2 группа – малопродуктивные коллекторы 3 группа – непродуктивные пласты К первой группе отнесены коллекторы с фазовой проницаемостью более 0,1 мкм2. В этой группе выделены две подгруппы пород: Первая подгруппа – продуктивные коллекторы с проницаемостью более 0,1 мкм2 (фазовая – более 0,05 мкм2) и с объемной глинистостью не более 2%. Вторая подгруппа – продуктивные коллекторы с проницаемостью более 0,1 мкм2 (фазовая – более 0,05 мкм2) и с объемной глинистостью более 2%. Ко второй группе пород отнесены малопродуктивные коллектора с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм2 (фазовая проницаемость по нефти от 0,01 до 0,05 мкм2). К третьей группе пород отнесены некондиционные коллекторы с проницаемостью меньше 0,03 мкм2 (фазовая не более 0,01 мкм2) и глины, т.е. группа неколлекторов. Предложенная классификация пород на группы и подгруппы отражает современное состояние знаний о геологическом строении, условиях разработки объекта и базируется на некоторых принципиальных положениях, высказываемых в ряде работ, посвященных вопросам нефтепромысловой классификации пород, дифференциации содержащихся в них запасов. Для Бавлинской площади характерно наличие обширных водонефтяных зон, особенно в северной ее части. В целом площадь водонефтяной зоны составляет 29% от всей площади залежи. Около половины (46%) этой площади расположено на северном участке, где сосредоточены 55% от запасов ВНЗ всей залежи. Пласты с подошвенной водой вскрыты в 237 скважинах, из них в 112 – на северном участке. Анализ изменения абсолютных отметок ВНК по этим скважинам показал наличие незначительного наклона поверхности ВНК с севера (-1484,9м) на юг (-1487,5м). Средняя абсолютная отметка ВНК для площади составляет -1486,0м. Особенностью строения водонефтяной зоны Бавлинской площади является наличие в ее пределах как контактных, так и бесконтактных зон. В бесконтактных зонах сосредоточено 21% от запасов ВНЗ. 2. Объекты разработки и их характеристика Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Разработчики считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, то есть разрабатываемый в данное время, и возвратный, то есть тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект. 3. Коллекторские свойства продуктивных пластов Пористостью определяется способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды, т.е. пористость характеризует наличие пустот (пор) в породе. Каналы, образуемые порами, можно разделить на крупные (диаметром более 0,5 мм), капиллярные (0,0002…0,5 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм). Отношение суммарного объема пор к общему объему образца называется коэффициентом полной пористости. Его величина колеблется в широких пределах: от 0,05…1,25% у магматических пород до 6…52% у песков. Ввиду того, что коэффициент полной пористости не учитывает наличие связи между порами и, соответственно, фильтрации через них пластовых флюидов, используются коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости – это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов. Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Она характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность [м2]. Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. По закону Дарси коэффициентом проницаемости, равным 1 м2, обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па∙с составляет 1м3/с. Для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости равен 0,1…2 мкм2, для газовых до 0,005 мкм2. В случае фильтрации смеси нефти, газа и воды проницаемость породы будет меняться в зависимости от соотношения каждой фазы. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемостью называют отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От ее величины зависят проницаемость и содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет от 40000 до 230000 м2/м3, что связано с небольшим размером зерен и их плотной упакованностью. Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления. Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Коэффициент нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности) равен доле объема пор, заполненных нефтью (газом или водой). Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти – это объем газа, растворенного в 1 м3 пластовой нефти. Газосодержание обычно выражают в м3/ м3 или м3/т. Оно может достигать 300…500 м3/ м3, но обычно его значение колеблется в пределах 30…100. Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее. Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Промысловым газовым фактором называют количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от пластовой температуры. Сжимаемость пластовой нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости, характеризующим относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С. Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти, а также ее плохой сжимаемостью. Плотность пластовой нефти – масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2…1,8 раз меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Вязкость пластовой нефти определяет степень ее подвижности в пластовых условиях и также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. 4. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды) Физические свойства пластовых жидкостей сильно отличаются от свойств поверхностных дегазированных, что обусловливается влиянием температуры, давления и растворенного газа. Изменение физических свойств пластовых жидкостей, связано с термодинамическими условиями нахождения их в пластах. Основными параметрами нефти, газа и воды в пластовых условиях являются плотность, объемный коэффициент и вязкость. Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением количества растворенного газа и температуры – уменьшается. Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с повышением давления. Наплотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. Плотность пластовых вод увеличивается с ростом концентрации солей. При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом. Одной из важнейших характеристик нефти и воды является их вязкость. Вязкость нефти и воды учитывают почти при всех гидродинамических расчетах, связанных с подъемом жидкости по насосно–компрессорным трубам, промывкой скважин, транспортом продукции скважины по внутрипромысловым трубам, обработкой призабойных зон пласта различными методами, а также при расчетах, связанных с движением нефти и воды в пласте. Вязкость пластовой нефти сильно отличается от вязкости поверхностной нефти, так как в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. С увеличением количества растворенного газа и температуры вязкость нефтей уменьшается. С увеличением давления сверх атмосферного вязкость пластовой нефти сначала уменьшается, т.к. увеличивается количество растворенного в нефти газа, а затем увеличивается, т.к. нефть с газом сжимается. Минимальная вязкость наступает, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения, т.е. устанавливается полное фазовое равновесие в пласте. Вязкость газа при низких давлениях (до 10 МПа), но высокой температуре возрастает. Это объясняется увеличением столкновений молекул газа. При высоком давлении с ростом температуры вязкость газа уменьшается. Растворимость газа - это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее. Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от пластовой температуры. Сжимаемость пластовой нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости, характеризующим относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С. 5. Показатели разработки залежей (продуктивного пласта) Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К ним можно отнести следующие. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс разработки можно условно разделить на четыре стадии: рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный обустройством месторождения, вводом новых скважин; максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени; резкое падение добычи и значительный рост обводненности продукции скважин; сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти. Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии. Добыча жидкости из месторождения – суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько раз натретей и четвертой стадиях. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Подтекущейнефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечнаянефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи». Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина зависит отсодержание газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным: вблизи нагнетательных скважин оно повышается, вблизи добывающих – понижается. Давление на устье Ру добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти. Пластовая температура. В процессе разработки месторождения пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. 6. Эффективность метода повышения нефтеотдачи пластов Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) - методы, направленные на повышение эффективности извлечения нефти из недр, позволяющие увеличить базовый (проектный) коэффициент нефтеотдачи месторождения. МУН подразделяют на первичные, вторичные (традиционные) - заводнение и третичные (нетрадиционные, новые). Первичные методы используют только естественную энергию пласта, достигают КИН (коэффициента извлечения нефти) не более 20-30%. Вторичные методы связаны с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и газа. Они достигают типичных КИН 30-50% Повышение нефтеотдачи в третичных методах достигается благодаря нагнетанию газа, закачке химических реагентов, использованию теплового метода увеличения нефтеотдачи за счет циклического нагнетания пара в коллектор нефти или созданию внутрипластового горения. Такая добыча приводит к интенсификации притока нефти и повышению нефтеотдачи месторождения до 30-60%, в сравнении с 20-40%, достигаемыми в результате использования первичных или вторичных методов добычи. 7. Результаты гидродинамических исследований пластов Гидродинамические исследования скважин – совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и других) и отбор проб пластовых флюидов(нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени. Гидродинамические методы подразделяются на: - исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм); - исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД); - исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание). Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения Q = K(Pпл – Pзаб)n где Q – дебит скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n< 1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления; n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления. При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров. Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП). Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. 8. Схема системы ППД В комплекс сооружений системы поддержания пластового давления (ППД) методом заводнения (Рисунок 1) входят: водозабор 1, насосная станция первого подъема 2, водоочистная станция 3, резервуары чистой воды 4, насосная станция второго подъема 5, магистральные водоводы 6, подводящие водоводы 7, подземные резервуары чистой воды 8, блочные кустовые насосные станции (БКНС) 9, водоводы высокого давления 10 и нагнетательные скважины 11. Для ППД возможно также использование вод глубинных водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, газа (в случае разбухания глин призабойной зоны пласта при закачке воды), горячего теплоносителя (горячая вода, пар) или полимеров. Принципиальная схема системы ППД методом заводнения |