Фонд скважин различного назначения. Скважины с различной очередностью бурения. Учет изменений фонда скважин. Фонд ппд нефть


У Татнефти все хорошо с ППД. План на 2017 г по вводу нагнетательных скважин перевыполнен на 5,5% // Добыча // Новости

Татнефть подвела итоги развития системы поддержания пластового давления (ППД) в 2017 г.

Об этом Татнефть сообщила 16 января 2018 г.

 

Напомним, что Татнефть реализует концепцию развития системы ППД  до 2020 г.

Причем организация системы ППД в Татнефти началась еще в 1951 г и ее развитие постоянно продолжается.

В рамках этой концепции Татнефть продолжает внедрение перспективных технологий системы ППД, направленных на снижение энергозатрат и повышение эффективности производства.

 

В течение 2017 г план по вводу новых нагнетательных скважин в Татнефти перевыполнен на 5,5% - при плане 145 введено в эксплуатацию 153 скважины.

Технологии одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) внедрена на 67 нагнетательных скважинах.

В настоящее время технология ОРЗ применяется на 795 скважинах.

 

Татнефть продолжает работу по защите внутрискважинного оборудования от высокого давления и коррозии.

С этой целью на 340 нагнетательных  скважинах внедрены высокогерметичные пакера.

Всего ими  оборудованы 7623 нагнетательных скважины, что составляет 77,6% действующего фонда нагнетательных скважин.

 

В 2017 г в качестве подводящих водоводов в Татнефти активно внедрялись стеклопластиковые трубы, повышающие надежность водоводов при оптимизации затрат на строительство и капремонт.

За отчетный период построено 23,5 км водоводов.

 

В ходе выполнения программ по оптимизации энергопотребления в системе ППД и импортозамещения в 2017 г внедрены 18 отечественных насосных агрегатов объемного типа.

Это позволило снизить удельное потребление электроэнергии на закачку воды в целях ППД до 6,76 кВт*ч/м3.

Также продолжались работы по обеспечению пресной водой котельных залежей сверхвязкой нефти (СВН) в целях выработки пара, по закачке попутно-добываемой воды и стоков с котельных, вводу в эксплуатацию УППДВ Каменка и УППДВ Кармалка.

 

Обсудить на Форуме

 

neftegaz.ru

Фонд скважин различного назначения. Скважины с различной очередностью бурения. Учет изменений фонда скважин.

БИЛЕТ № 6

1. Поддержание пластового давления. Необходимость ППД. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции. Технологическая система процесса ППД. 2. Фонд скважин различного назначения. Скважины с различной очередностью бурения. Учет изменений фонда скважин. 3. Физика процессов вытеснения нефти водой, обобщенный закон Дарси. Функции относительных фазовых проницаемостей, характеристика и способы определения. 2. 3. ия процесса. Проектирование ГРП. Технические средства. Пути повышения эффективности ГРП. Преимущества и недостатки.    

 

Вопрос 1.

Поддержание пластового давления. Необходимость ППД. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции. Технологическая схема процесса ППД.

 

По мере разработки залежи пластовое давление снижается. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды.

Различают законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.

Законтурное. Воздействие на пласт осуществляется через сеть нагнетательных скважин, расположенных в водоносной части пласта вдали от внешнего контура нефтеносности. Оно целесообразно при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин и при сравнительно малых размерах залежи нефти, а также при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами. Недостатком является повышенный расход энергии на извлечение нефти. А также замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания и повышенный расход воды.

Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности.

Внутриконтурное.Есть несколько его разновидностей.

- разрезание залежи рядами нагнетательных скважин

- блоковое заводнение

- площадное заводнение: нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система.

- очаговое заводнение. Очаги заводнения создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих или бурят специальные дополнительные скважины.

Подготовка воды. Вода, используемая для ППД должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивается по количеству мех.примесей, нефтепродуктов, железа и его соединений, сероводорода, солей. При коррозионной активности воды необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.

Отстой воды осуществляется в РВС. Затем через фильтр насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.

Обоснование объёмов закачки рабочего агента.

При искусственном водонапорном режиме, объём отбираемой жидкости, должен равняться объёму нагнетаемой жидкости, приведенной к пластовым условиям, т.е. к пластовой температуре и давлению.

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводят понятие коэффициента компенсации. Это отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей за единицу времени. Он показывает насколько скомпенсирован отбор закачкой.

БКНС. Блочные кустовые насосные станции монтируются на промыслах для закачки воды в пласт. Состоят из отдельных блоков. Основной блок-насос с эл.двигателем и масляной системой. Вспомогательные блоки-электрораспредустройство, блок гребенок напорного коллектора, блок автоматики, блок дренажных насосов, резервуар сточных вод.

Технологическая схема процесса ППД

Вода (пресная или с установки УПН) подается в приемный коллектор с давлением 2-5кг/см2. Затем на вход насосов БКНС. После насоса через обратный клапан вода подается в блок гребенок напорного трубопровода. В БГ происходит распределение потока воды под высоким давлением по направлениям. Затем по напорным водоводам вода подается на водораспределительные пункты (ВРП), которые находятся непосредственно на кустах скважин. От ВРП до скважин положены водоводы, по которым подается вода к скважине. На устье скважины установлена арматура, через которую поток воды попадает в скважину. На арматуре установлен манометр, позволяющий контролировать давление закачки. В ВРП на линиях установлены приборы учета расхода воды, позволяющие контролировать количество закачиваемой воды по каждой скважине. Вода, подаваемая в приемный коллектор, тоже учитывается на узле учета.

Вопрос 2.

Фонд скважин различного назначения. Скважины с различной очередностью бурения. Учет изменений фонда скважин.

Скважины представляют собой основную составляющую сис­темы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения ин­формации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

По своему назначению скважины подразделяются на следую­щие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные.

Добывающиескважины составля­ют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей.

Специальныескважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы - оценочные и контрольные скважины.

Оценочные скважины бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины:

1.пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. 2.наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов - за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их це­ленаправленного бурения, а частично - из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи.

Вспомогательныескважины на месторождении - это во­дозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные предназначены для отбора воды из водонапорного горизонта с целью на­гнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные гори­зонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

В качестве вспомогательных, также как и специальных, исполь­зуются скважины, целенаправленно пробуренные или переведен­ные из других групп.

Выделяют также:

Разведочныескажины по назначению подразделяются на три основные группы:

■ в первую группу входят скважины, закладываемые с целью установления направления разведочных работ на нефть и газ в районах, геологически не исследованных, но предварительно изученныхгеофизическими работами (опорные скважины), а также с целью уточнения геологического строенияотдельных площадей и подтверждения данных геофизических работ (структурные скважины)

■ во вторую группу входят поисковые разведочные скважины, закладываемые с целью открытия новыхнефтяных месторождений или новых залежей нефти и газа на старых месторождениях

■ в третью группу входят разведочные скважины, закладываемые для доразведки и оконтуривания ужеоткрытых залежей нефти и газа с целью подготовки их к разработке (оконтуривающие скважины).

Резервные скважины бурятся с целью привлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не привлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их расположения.

По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда - старые и новые. Выделение этих категорий используется при составлении отчетности по до­быче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на пред­стоящий год и на более продолжительные периоды.

К категории старых относят скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года.

К категории новыхотносят скважины, которые в отчетном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а также скважины, пере­веденные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

stydopedia.ru

Поддержание пластового давления 2017 | Инженерная практика

День 1Вторник, 14 марта 2017 г.День 2Среда, 15 марта 2017 г.
09.00 - 09.30Регистрация участников, кофе
09.30 - 09.40Введение, инструкции по безопасности
09.40 - 10.10Повышение производительности, энергоэффективности и надежности КНС в рамках существующих производственных площадейОБУХОВ Семен Леонидович, начальник УППД ОАО «Удмуртнефть»
10.10 - 10.40Энергоэффективность системы ППДДАЖУК Максим Анатольевич, начальник ПТО по ППД Управления ППД ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
10.40 - 11.10Управление системой заводнения на поздней стадии разработки месторождений АО «Эмбамунайгаз»КОЗОВ Кайрат Салауатулы, заместитель директора департамента разработки нефтегазовых месторождений АО «Эмбамунайгаз»
11.10 - 11.30Перерыв на кофе
11.30 - 12.00Оборудование для ППД, водогазового воздействия и утилизации попутного газаКОТЕЛЬНИКОВ Павел Владимирович, заместитель начальника отдела нестандартного оборудования (ОНО) АО «Новомет-Пермь»
12.00 - 12.30Технологии ООО НПФ «Пакер» для фонда ППД. Опыт внедренияСМИРНОВ Михаил Сергеевич, руководитель службы развития продаж и сервиса в СНГ ООО НПФ «Пакер»
12.30 - 13.00Опыт применения защитной системы majorpack на коррозионном фондеШУГОЛЬ Алексей Андреевич, старший менеджер по работе с нефтяными компаниями ЗАО «Торговый Дом НПО»
13.00 - 14.00Обед
14.00 - 14.30Экспериментальное изучение заводнения для карбонатных коллекторовМЕЛЕХИН Сергей Викторович, начальник отдела физико-гидродинамических исследований Филиала «ПермНИПИнефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
14.30 - 15.00Исследование возможности применения полимерного заводнения на карбонатных коллекторах Мещеряковского месторожденияБЕЛЫХ Андрей Михайлович, начальник отдела управления заводнением УППРиГТМ ОАО «Удмуртнефть»
15.00 - 15.30Исследование эффективности водогазового воздействия для условий карбонатных отложений Красногорского месторожденияМИЛЮТИНСКИЙ Илья Львович, инженер 1 категории отдела технологической поддержки ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»
15.30 - 16.00Перерыв на кофе
16.00 - 16.30Технология поддержания пластового давления ЭЛКАМУТКИН Максим Сергеевич, заместитель коммерческого директора по работе с НК России ООО «ЭЛКАМ»
16.30 - 17.00О повышении эффективности насосного оборудования для систем ППДОБОЗНЫЙ Александр Сергеевич, заместитель начальника отдела организации НИОКР ООО «УК Группа ГМС»
17.00 - 17.30Энергоэффективное насосное оборудование с регулируемым приводомМЕРКУШЕВ Денис Алексеевич, начальник КТО ООО «ППД»
17.30 - 18.00Энергоэффективное оборудование для системы ППД производства ГК «Система-Сервис»ДАНИЛОВ Олег Валерьевич, заместитель начальника производственного отдела по ППД Группы компаний «Система-Сервис» (ООО «Сервис НПО»)
18.00 - 20.00Подведение итогов 1-го дня
09.00 - 09.30Утренний кофе
09.30 - 10.00Оптимизация системы разработки с использованием многозабойных скважин на примере объекта АС9 Восточно-Перевального месторожденияКРАМАР Виталий Геннадьевич, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»
10.00 - 10.30Оценка влияния системы заводнения на энергетическое состояние пластаАНКУДИНОВ Александр Анатольевич, инженер 1 категории Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»
10.30 - 11.00Оптимизация системы заводнения и усиление режима эксплуатации нагнетательного фонда объекта ЮВ1 на примере Урьевского месторожденияКОРНЕВ Андрей Анатольевич, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»
11.00 - 11.30Перерыв на кофе
11.30 - 12.00MEOR – следующий этап разработки месторожденийПОДКОПАЕВА Татьяна Алексеевна, ведущий инженер мониторинга разработки ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»
12.00 - 12.30Модификация проницаемости неоднородных нефтяных пластов реагентом на основе дисперсных системДМИТРИЕВ А.П., инженер 1 категории отдела технологической поддержки ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»
12.30 - 13.00О применении гидродинамических методов на месторождениях Западной СибириГУЛЯЕВ Вячеслав Николаевич, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»
13.00 - 14.00Обед
14.00 - 14.30Результаты научно-инженерного сопровождения ОПР технологии очистки сточных вод с использованием сепаратора ООО «Новые технологии» на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»ЗАКШЕВСКАЯ Людмила Васильевна, ведущий инженер ОЗК по проектам ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»
14.30 - 15.00Высокоточные расходомеры и системы телеметрии для учета расхода в системах ППДЛИХАЧЕВА Дарья Андреевна, начальник инженерного отдела ЗАО «ЭМИС»
15.00 - 15.30Опыт внедрения стеклопластиковых трубопроводов и НКТ в системах ППДНУРГАТИН Радик Габдулхакович, главный инженер ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб»
15.30 - 16.00Покрытия НКТ серии ТС 3000 против коррозии. Опыт примененияПАНКОВ Вячеслав Дмитриевич, менеджер ООО «Техномаш» (Hilong Group)

glavteh.ru

ППД - 2018 | Инженерная практика

День 1Вторник, 13 марта 2018 г.День 2Среда, 14 марта 2018 г.
09.30 - 10.00Регистрация участников, кофе
10.00 - 10.10Приветствие, инструктаж по безопасности
10.10 - 11.40СЕССИЯ 1
- Опыт оптимизации системы ППД ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»РАЗЯПОВ Азат Камилевич, заместитель начальника центра по мониторингу Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
- Управление заводнением верхнеюрских пластов с учетом рисков преждевременного обводнения скважинЗИАЗЕВ Рамиль Ришатович, главный специалист управления геологии и разработки месторождений ООО «РН-Уватнефтегаз» ООО «ТННЦ»
- Мониторинг и оперативное управление заводнением месторождений ООО «ИНК»ПЕТРОВ Денис Михайлович, главный специалист по ППД ООО «Иркутская нефтяная компания»
- Определение энергоэффективности оборудования ППД в производственных условияхСОТИКОВ Димитрий Николаевич, заместитель начальника – главный инженер УППД ОАО «Удмуртнефть»
11.40 - 12.00Перерыв на кофе
12.00 - 13.30СЕССИЯ 2
- Формирование технических потребностей в оперативном управлении заводнением и пути реализации в ОАО «СН-МНГ»МИХЛИК Александр Григорьевич, заместитель начальника отдела методов увеличения нефтеотдачи и поддержания пластового давления ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
- Формирование подходов к оперативному управлению заводнением в ОАО «СН-МНГ»КЕВЛИЧ Роман Владимирович, заместитель начальника отдела анализа и оптимизации систем разработки месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
- Многофакторная защитная система majorpack: слагаемые успехаЩЕЛКОНОГОВ Сергей Максимович, старший менеджер по работе с нефтяными компаниями ЗАО «Торговый Дом НПО»
- Защита зоны сварного шва нефтегазопроводных трубопроводов с внутренним полимерным покрытиемКУДИНОВ Сергей Сергеевич, начальник Управления по техническим продажам ключевым клиентам ПАО «ТМК»
13.30 - 14.30Обед
14.30 - 16.30СЕССИЯ 3
- Центробежные и объемные насосы для поддержания пластового давления: плюсы и минусы. На примере поршневых насосов WepukoПОЛУНИН Владимир, исполнительный директор ООО «ПромХимТех»
- Опыт эксплуатации и перспективы внедрения насосов объемного действия отечественного производства в системе ППД НГДУ «Елховнефть»АМОСОВ Василий Геннадьевич, заместитель начальника ПОППД НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть»
- Повышение энергоэффективности насосного оборудования применяемого в системе ППД ПАО «Татнефть»ДАНИЛОВ Олег Валерьевич, заместитель начальника производственного отдела по ППД ООО «Сервис НПО» «УК «Система-Сервис»
- Повышение энергоэффективности и оптимизация систем ППД с помощью насосного оборудования компании SulzerТРОШИН Алексей Андреевич, менеджер по продажам ООО «Зульцер Пампс Рус» ЕРМОЛЕНКО Владимир Игоревич, старший инженер по продажам ООО «Зульцер Пампс Рус»
16.30 - 17.00Перерыв на кофе
17.00 - 18.00СЕССИЯ 4
- Насосное оборудование для систем ППД и ППН производства «Группы ГМС»ОБОЗНЫЙ Александр Сергеевич, заместитель начальника отдела организации НИОКР ООО «УК «Группа ГМС»
- Локализация производства насосов ЦНС для систем ППД. Капитальный ремонт и модернизация насосовДАДОНОВ Вячеслав Геннадьевич, главный менеджер по развитию бизнеса ЗАО «Нижневартовскремсервис»
18.00 - 19.30Подведение итогов первого дня Конференции
09.30 - 10.00Утренний кофе
10.00 - 11.30СЕССИЯ 5
- Сопровождение проектов по методам повышения нефтеотдачи пластовМАРНОСОВ Александр Витальевич, главный менеджер по эффективности производства ООО «СамараНИПИнефть»
- Анализ причин низкой эффективности системы ППД пласта БП12/1 Присклонового месторожденияДОЛГИХ Мария Юрьевна, инженер Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
- Комплексная оценка влияния ГРП и авто-ГРП в нагнетательных скважинах на разработку Ачимовской толщи Поточного месторожденияКЛИМОВ-КАЯНИДИ Александр Викторович, инженер Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
11.30 - 12.00Перерыв на кофе
12.00 - 13.30СЕССИЯ 6
- Проблемы управления заводнением в условиях поздней стадии разработки нефтяного месторожденияМЕЛЕНТЬЕВ Сергей Александрович, инженер I категории Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
- Методы и средства оценки совместимости вод в ООО «СамараНИПИнефть» для систем ППД (в проектировании и эксплуатации месторождений)ФЕДОТКИНА Олеся Сергеевна, ведущий инженер отдела проектирования разработки Лаборатории техники и технологии добычи нефти ООО «СамараНИПИнефть», к.х.н.
- Повышение энергоэффективности системы ППД. Опыт внедрения высокопроизводительных насосовСТАРКИН Иван Николаевич, главный специалист Департамента по инфраструктуре ООО «Газпромнефть НТЦ»
13.30 - 14.30Обед
14.30 - 16.30СЕССИЯ 7
- Использование УЭЦН «перевернутого» типа с двухпакерной компоновкой для повышения приёмистости нагнетательных скважинах в ООО «Башнефть-Добыча»ЮСУПОВ Юрис Кавсарович, инженер-технолог КЦДНГ-2 НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча»
- Оборудование АО «Новомет-Пермь» для ППДКОТЕЛЬНИКОВ Павел Владимирович, начальник отдела нестандартного оборудования ДИР АО «Новомет-Пермь»
- Применение бессальниковых насосов объемного действия Hydra-Cell для ППДСЕМЕНЧЕНКО Алексей Викторович, генеральный директор ООО «ПАМПЮНИОН»
- Повышение эффективности динамических насосов. Новые разработки. Перспективные планыНИЗАМОВ Ильнур Ильдарович, директор по маркетингу и продажам ООО «Купер»
16.30 - 17.00Перерыв на кофе
17.00 - 18.00СЕССИЯ 8
- Контроль и мониторинг энергоресурсов в системах ППД интеллектуальными расходомерами ТМ «ЭМИС»ПУДОВКИНА Дарья Андреевна, начальник инженерного центра Группы промышленных компаний «ЭМИС»
- ООО «НПК Диад»: разработка и изготовление подшипников скольжения с применением инновационных материаловПОКОТИЛО Николай Иванович, исполнительный директор-главный конструктор ООО «НПК Диад»

glavteh.ru

История УПТЖ для ППД

Основная история

УПТЖ для ППД – 45 лет

УПТЖ для ППД – 40 лет

Широкое применение метода поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях республики и стремительный рост объемов закачки воды в пласт в начале 70-х годов прошлого столетия потребовало большого количества пресной воды. Для удовлетворения нужд нефтяников в воде в рекордный срок были построены: Карабашское водохранилище, водозаборные сооружения на р.Ик, крупнейшие гидротехнические сооружения на Каме, разветвленная система водоводов.

Однако строительство объектов водоподготовки и водоснабжения значительно отставало от темпов ввода кустовых насосных станций и к началу 70-х годов в системе поддержания пластового давления возник дефицит технологической жидкости, пригодной для закачки в нефтяные пласты.

В целях создания единой системы водоснабжения объектов нефтедобычи, улучшения качества подготовки и перекачки воды при переходе на новую структуру организации в объединении Татнефть с 1 июля 1970 года на базе действующих водозаборов и водоочистных сооружений НГДУ «Альметьевнефть», «Азнакаевскнефть» и «Елховнефть» создано управление по подготовке технологической жидкости для поддержания пластового давления. С этого дня начинается отсчет истории развития нашего коллектива.Суммарная производительность сооружений по подготовке технологической жидкости на то время составляла 570 тыс.м3 в сутки, протяженность магистральных водоводов диаметром 530-1220 мм – 800 км, численность работающих – 482 человека.От нового управления требовалось в кратчайшие сроки покрыть сложившийся дефицит технологической жидкости для закачки в нефтяные пласты. Поэтому с первого дня усилия коллектива были направлены на капитальное строительство. Быстрыми темпами наращивались трубопроводные мощности. Уже в 1972 году вводятся в эксплуатацию магистральные водоводы протяженностью 152 км. С 1971 по 1975 год собственными силами произведена реконструкция 8 насосных станций с заменой или установкой дополнительных насосов высокой производительности.

Выполнение этих мероприятий позволило увеличить объемы подготовки и перекачки технологической жидкости с 646 тыс.м3 в сутки в 1971 году до 746 тыс.м3 в сутки в 1975 году и практически решить все вопросы водоснабжения предприятий объединения «Татнефть». Максимальный объем подготовки и перекачки был достигнут в 1977 году и составил 774 тыс.м3 в сутки или 282,5 млн. м3 в год. В связи с увеличением закачки в пласт нефтепромысловых сточных вод и внедрения циклической закачки, в последующем, начиная с 1978 года, объемы забора, подготовки и перекачки воды ежегодно стали снижаться.

Начало питьевого водоснабжения нефтяного региона

Но перед коллективом ставились новые и разнообразные задачи. Одна из которых - питьевое водоснабжение населения нефтяного региона. К тому времени Камский водозабор, оказавшийся в зоне строительства г.Н.Челны в густо застроенной городской черте, ввиду отсутствия зон санитарной охраны был переведен в категорию технического. Источником хоз.питьевого водоснабжения Юго-Востока республики был определен Белоусовский водозаборЗАО «Челныводоканал». Вновь началось трубопроводное строительство, расширение насосных станций, строительство новых насосных станций.

В 1984 году закончено строительство IV очереди Камского водовода. Ввод в эксплуатацию трубопроводов Ø1020-1220 мм протяженностью 144 км, объединенной насосной станции, расширение Заинской насосной станции, Бикасазской насосной станции позволили поставлять хоз.питьевую воду, получаемую от Белоусовского водозабора ЗАО «Челныводоканал» городам Нижнекамск, Альметьевск, Заинск, Бугульма, Лениногорск, р.п.Джалиль, таким образом решить вопрос хозпитьевого водоснабжения населения этих городов. В 1988 году введен в эксплуатацию водовод «Бикасаз-Азнакаево», позволивший подать Камскую воду для хоз.питьевых целей в г.Азнакаево и р.п. Актюба

Поддержание основных фондов

В дальнейшем усилия коллектива были направлены на капитальный ремонт, реконструкцию и обновление основных фондов.

В 1992-1996 гг. произведена реконструкция Карабашского гидроузла, состояние которого к тому времени ставило под угрозу его дальнейшую безопасную эксплуатацию. Произведено восстановление верхнего откоса плотины, отремонтированы быстроток и водоотбойные колодцы берегового водосброса, запорная арматура донного водовыпуска, а позднее были заменены и трубы донного водовыпуска. В 1999 году после соответствующей реконструкции насосной станции первого водоподъема Карабашских сооружений здесь была построена малая ГЭС, которая сегодня вырабатывает в среднем 265 киловатт в час собственной электроэнергии.

В 1995-99 гг была произведена реконструкция одного из самых важных объектов водоснабжения – Камского водозабора, необходимость которой возникла, во–первых, в связи с длительной эксплуатацией водозабора, во-вторых - с перспективой затопления Нижнекамского водохранилища до проектной отметки 68,5 метров. В результате реконструкции полностью обновлена запорная арматура, обновлены и подняты на новую отметку насосные агрегаты, произведена герметизация стен отсеков приемной камеры снаружи и изнутри, выполнены берегоукрепительные работы.

Автоматизация системы управления производством

С целью обеспечения оперативного управления и достоверности контроля за ходом технологических процессов в 2000 году начато создание интегрированной автоматизированной системы управления производством.

В настоящее время полностью автоматизированы 9 насосных станций. Внедрение автоматизированной системы позволяет получать информацию в реальном режиме времени, вести оперативный контроль над процессом подготовки и перекачки воды, управлять работой насосных агрегатов непосредственно с диспетчерского пункта управления.

УПТЖ для ППД – 35 лет УПТЖ для ППД – 30 лет

uptgppd.ru

Варьеганнефть оптимизирует систему поддержания пластового давления на месторождениях при помощи технологии потокоотклонения // Добыча // Новости

Варьеганнефть, дочка РуссНефти М. Гуцериева, активно реализует мероприятия для оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД) на своих месторождениях.

Об этом 20 ноября 2017 г сообщает пресс-служба компании.

 

Основной задачей системы ППД является компенсация отборов и эффективное вытеснение остаточных запасов углеводородов из продуктивного пласта для стабилизации либо увеличения уровня добычи нефти и достижения максимального отбора запасов углеводородов.

За прошедший период 2017 г в фонд ППД переведены 11 скважин Варьеганского, 4 скважины Тагринского и 2 скважины Западно-Варьеганского месторождений.

 

До конца 2017 г геолого-технические мероприятия (ГТМ) по переводу под закачку будут реализованы еще на 3х скважинах Варьеганского нефтяного блока.

Также в 2017 г выполнено 13 операций по ремонту на действующем нагнетательном фонде.

 

При разработке крупных многопластовых месторождений экономически не целесообразно на каждом эксплуатационном объекте иметь отдельную систему ППД.

В таких случаях на помощь приходят современные технологии.

На Тагринском месторождении успешно применяются компоновки для обеспечения одновременно-раздельной закачки в 2 пласта.

 

На 16 участках Варьеганского, Тагринского и Западно-Варьеганского месторождений успешно применяется хорошо зарекомендовавшая себя потокоотклоняющая технология (ПОТ) по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

В результате за счет увеличения охвата залежи процессами вытеснения наблюдается снижение обводненности продукции по ряду добывающих реагирующих скважин.

Прогнозируемая дополнительная добыча от данных работ в 2017 г  составит 26,2 тыс т.

 

Потокоотклоняющие технологии основаны на закачке в нагнетательные скважины ограниченных объемов специальных реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины.

 

Данные технологии активно используются в России с 80х гг прошлого века и в настоящее время практически 100% методов химического заводнения в России связано именно с этими технологиями.

В стране применяется около 100 разновидностей ПОТ.

Их можно разбить на несколько групп по механизму воздействия на коллектор пласта и классифицировать по типу используемого агента.

 

В России выполнены десятки тысяч обработок скважин с использованием потокоотклоняющих технологий.

На крупных месторождениях число их может достигать сотен в год.

 

Консолидированная оценка эффективности применения различных ПОТ определяется значительным разнообразием строения и характеристик месторождений, на которых они применялись.

Анализ результатов использования ПОТ в России показывает, что их эффективность существенно различается.

 

Как правило, она оценивается в виде или удельной добычи тонны нефти на тонну используемого реагента, или в виде дополнительной добычи нефти на одну обработанную скважину.

Часто ПОТ рассматриваются как МУН, но используются локально на отдельных участках месторождения.

 

Иногда производится оценка изменения КИН по таким участкам воздействия.

Но такие оценки, даже для замкнутых участков, представляются недостаточно точными вследствие влияния иных технологических факторов на извлечение нефти, а также незначительных объемов воздействия на пласт.

 

Кроме того, в подавляющем большинстве случаев в качестве основного метода оценки эффекта от применения указанных технологий воздействия на пласт использовался «метод характеристик».

Наряду с многочисленными примерами высокой эффективности реализации ПОТ имеется и немало результатов с явно завышенным расчетным эффектом

 

Потокоотлоняющие технологии будут широко применяться и в дальнейшем ввиду простоты и низких затрат на их реализацию, а также благодаря эффекту сокращения обводненности скважин во многих случаях.

Тем не менее, не следует считать их кардинальным средством для воздействия на весь объем пласта и существенного увеличения охвата пласта.

 

Обсудить на Форуме            

neftegaz.ru

Защита механизированного фонда скважин реагентами ООО «ФЛЭК»

Применение реагентов для защиты механизированного фонда скважин помогает решить проблему коррозии, солеотложений, негативного влияния сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и сероводорода, что вносит вклад в повышение надежности работы скважинного оборудования, увеличение средней наработки на отказ (СНО) и сокращение потерь при добыче нефти.

В предлагаемой Вашему вниманию статье приводятся результаты мониторинга эффективности действия ингибиторов коррозии, солеотложений, бактерицидов, нейтрализатора сероводорода производства ООО «ФЛЭК», полученные в процессе опытно-промысловых испытаний (ОПИ) и промышленного применения на месторождениях нефтедобывающих компаний России и Казахстана.

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017 Денисова Анжела Витальевна Заместитель главного технолога ООО «ФЛЭК»

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Проведены ОПИ ингибиторов коррозии «ФЛЭКИК-200» и «ФЛЭК-ИК-201 м.Б» при периодическом и непрерывном дозировании в 104 скважины ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». В результате коррозионного мониторинга, осуществляемого специалистами филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, определены оптимальные дозировки ингибиторов, при которых защитный эффект превышает 90%. Промышленное применение ингибиторов позволило снизить скорость коррозии нефтепромыслового оборудования и увеличить СНО скважин (табл. 1).

Таблица 1. Результаты мониторинга эффективности действия ингибиторов коррозии

В 2011 году ингибитор коррозии «ФЛЭК-ИК-200» испытывался в трех скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» при дозировке 25 г/м3 (см. также «Увеличение средней наработки на отказ глубинно-насосного оборудования с помощью реагентов производства ООО «ФЛЭК» // Инженерная практика. 2016. N 4. С. 9094.). В результате применения реагента СНО скважин увеличилась в 2,6 раза (табл. 1).

В трех скважинах месторождения Каракудук ТОО «Каракудукмунай» (Республика Казахстан) защитный эффект от применения ингибитора коррозии «ФЛЭКИК-201 м.Б» при дозировке 30 г/м3 составил 99% (табл. 1).

ПОДАВЛЕНИЕ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ СВБ

ОПИ бактерицида «ФЛЭК-ИК-200Б» были проведены в 2014 году на одной нагнетательной и двух добывающих скважинах Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра» (табл. 2). Для подавления жизнедеятельности СВБ производилась закачка бактерицида путем постоянного дозирования с помощью УДР-1,6 на протяжении 11 суток. Средняя расходная норма реагента составила 173 г/т. Во время закачки бактерицида, а также на протяжении 50 сут после прекращения его подачи в отобранных пробах промысловых сред СБВ отсутствовали.

Таблица 2. Мониторинг эффективности действия бактерицида «ФЛЭК-ИК-200Б» на скважинах Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра»

Несмотря на подтвержденную эффективность данного бактерицида, а также для предотвращения адаптации СВБ к данному реагенту ООО «ФЛЭК» предложило ООО «Юкатекс-Югра» провести ОПИ еще одного бактерицида – «ФЛЭК-ИКБ-703». В 2015 году ОПИ данного реагента успешно прошли на скважинах системы нефтесбора кустов 3, 4, 6, 9, 30 и 32 Каюмовского месторождения. До обработки содержание СВБ в промысловых средах месторождения достигало 1000-1000000 кл./см3, после закачки бактерицида «ФЛЭК-ИКБ-703» методом постоянного дозирования с расходной нормой 80 г/т СВБ в отобранных пробах обнаружены не были. По результатам ОПИ бактерицид «ФЛЭК-ИКБ-703» был рекомендован к промышленному применению. До настоящего времени этот продукт закачивается на данном объекте.

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ  СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

ОПИ ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-502» проводились в 2015-2017 годах в нескольких компаниях на скважинах с различными типами солеотложений (табл. 3).

Таблица 3. Результаты ОПИ ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-502»

В ТПП «РИТЭКБелоярскнефть» реагент подавался в систему ППД к.3 и к. 14 с расходной нормой 20 г/м3 путем постоянного дозирования. Мониторинг эффективности его действия осуществлялся по количеству солеобразующих катионов и анионов в отобранных пробах вод. В ходе ОПИ ингибитора на установленных штуцерах осадков обнаружено не было.

В ООО «Юкатекс-Югра» испытания ингибитора «ФЛЭК-ИСО-502» проходили на скважинах, дебит которых не превышал 100 м3/сут, с обводненностью до 41%. Реагент подавался путем периодического дозирования в затрубное пространство скважин один раз в месяц. Если до применения реагента СНО скважинного оборудования составляла 31-193 сут, то после проведения обработок этот показатель увеличился до 276-365 суток.

На одном из месторождений ХМАО ингибитор «ФЛЭК-ИСО-502» подавался методом задавки в пласт в составе комплексной солянокислотной обработки призабойной зоны пласта в две скважины. Мониторинг эффективности реагента проводился силами ООО «НИЦ НГТ» и включал в себя анализ выноса ингибитора солеотложений. В результате ОПИ реагента, которые проходили в течение года, получен положительный результат. В настоящее время рассматривается возможность промышленного применения ингибитора в скважинах месторождения.

На одной скважине месторождения Каракудук ТОО «Каракудукмунай» ингибитор «ФЛЭК-ИСО-502» закачивался с расходной нормой 50 г/м3 методом постоянного дозирования на прием насоса через капиллярный трубопровод. Столь высокая дозировка реагента обусловлена присутствием в высокоминерализованной среде барита. Планируется, что в течение 2017 года закачка реагента будет производиться на шести скважинах месторождения Каракудук.

НЕЙТРАЛИЗАЦИЯ СЕРОВОДОРОДА

Для снижения содержания сероводорода в нефти до соответствия ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» используются нейтрализаторы сероводорода.

ОПИ нейтрализатора сероводорода «ФЛЭК-ПС629» были проведены в ООО «Иркутская нефтяная компания» в 2013 году с целью снижения содержания сероводорода в нефти, поступающей на УПН Ярактинского месторождения (табл. 4). Реагент закачивался в две добывающие скважины. Средняя дозировка нейтрализатора составила 850 г/т, время максимального взаимодействия с нефтью – 3 ч. Температура пласта не превышала 5°С, температура на выкидной линии скважины – 8°С.

Таблица 4. Сравнительный анализ эффективности действия нейтрализаторов сероводорода при ОПИ на объектах ООО «Иркутская нефтяная компания»

На основании полученных данных ОПИ было сделано заключение, что эффективность нейтрализатора «ФЛЭК-ПС-629» находится на уровне применяемого базового реагента «СНПХ-1517А», в связи с чем данный нейтрализатор может быть рекомендован для промышленного применения при подготовке нефти на УПН Ярактинского месторождения.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Анжела Витальевна, средняя дозировка нейтрализатора сероводорода «ФЛЭК-ПС-629», закачиваемого в скважины ООО «Иркутская нефтяная компания», составила 850 г/т. Как она рассчитывалась?

Анжела Витальевна: Дозировка нейтрализатора рассчитывалась исходя из содержания сероводорода в нефти в соотношении примерно 1 ppm h3S на 20 ppm реагента. То есть при содержании сероводорода в нефти 40 ppm необходимая дозировка нейтрализатора составила 850 ppm. Столь высокая дозировка реагента обусловлена низкой температурой процесса нейтрализации, отсутствием перемешивания и небольшим временем взаимодействия реагента с нефтью.

Вопрос: Каким образом определялось содержание сероводорода в нефти в процессе ОПИ?

А.В.: Этот показатель определялся хроматографическим методом.

Вопрос: Отразилось ли применение бактерицидов на скважинах Каюмоского месторождения ООО «Юкатекс-Югра» на скорости коррозии?

А.В.: Да, скорость коррозии снизилась благодаря тому, что бактерициды, кроме подавления жизнедеятельности СВБ, действуют и как ингибиторы коррозии.

Вопрос: Бытует мнение, что постоянное дозирование одной и той же марки бактерицида на скважинах месторождения приводит к привыканию штаммов СВБ и снижению эффективности реагента. Согласны ли Вы с этим, и какие действия планируете применять, чтобы избежать такого развития событий?

А.В.: Однозначно согласна. Более того, при привыкании штаммов СВБ к реагенту у них вырабатывается иммунитет. В этой ситуации возможны два варианта действий: поменять бактерицид или увеличить его расход.

glavteh.ru