Стадии разработки залежи 1 страница

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I стадия - нарастающая добыча нефти;

II стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и
ее стабилизация;

III стадия - падающая добыча нефти;

IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разра­ботку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважи­нах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всею фонда скважин наступает стабили­зация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удер­жание его. Этот период может быть 4—5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать мак­симальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхо­да на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздей­ствия) для поддержания пластового давления, проведения раз­личных геолого-техиических мероприятий как в нефтяных, так

и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей про­изводительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости бурят резервные скважины. Применяются также меры по увели­чению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению бездействующего фонда скважин. Важное место занимает прове­дение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных скважинах и т.д.

Ш стадия - падающая добыча нефти. В этот период сниже­ние дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста об­водненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры, по сниже­нию темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же ме­рами что и на II стадии. С учетом большой изученности и прове­дения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа получен­ных промысловых исследовании большое внимание уделяется приобщению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравли­ческих разрывов, щелевой резке, обработке скважин оксидатом и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пла­стовых вод. Скорость обводнения эксплуатационных скважин при разработке нефтяных залежей зависит от отношения вязко­стен нефти и воды

Промысловыми исследованиями установлено, что (при усло­вии равномерной проницаемости продуктивного пласта) если //q <3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если //q > 3 - происходит преждевременное

ИМ. Кудннои. Основы нефтегазопромыснового дела

опережающее продвижение воды к забою эксплуатационных сква-жии и быстрое обводнение скважин. В этой связи проводят работы по снижению значения /^ за счет загущения закачиваемой воды

в пласт полиакриламидом или биополимером. На I - II - Ш стадиях разработки планируется отбор основных запасов нефти (80-90% от извлекаемых запасов).

IV стадия разработки месторождения является завершаю­щей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравни­тельно долго - до рентабельности разработки месторождения.

В конце Ш и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м пластовой воды на 1 т добываемой нефти).

Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Глава XIII

Поддержание пластового давления. Нестационарное заводнение

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за от­бора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважи­нах.

С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воз­действия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наи­более часто применяется метод поддержания пластового давле­ния (ППД) закачкой в пласт воды.

Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:

I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды,
которое подразделяется на:

1. Законтурное заводнение;

2. Приконтурное заводнение;

3. Внутриконтурное заводнение;

4. Циклическое заводнение.

5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:

- разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;

- блочное заводнение;

- очаговое заводнение;

- избирательное заводнение;

- площадное заводнение.

II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:

- закачка сухого газа;

- закачка воздуха;

- попеременная закачка воды и газа.

В.И. Кудипов. Основы нефтегазопромыслового дела Ш. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимера-

ми:

- полимерное воздействие; '

- термополимерное воздействие;;

- биополимерное воздействие. _:

IV. Закачка в пласт оторочек окендата (продукт окисления
жидких легких углеводородов кислородом воздуха).

V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ
(ПАВ), растворителей и т.д.

VI. Тепловые методы воздействия на пласт:

- паротеиловое воздействие (ПТВ);,

- воздействие горячей водой (ВГВ); \ >

- импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);

- импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой
[ИДТВ(П)]; i •

- термопиклическое воздействие на пласт (ТЦВП);

- тепловая обработка призабойной зоны пласта.

VII. Внутрипластовое горение. '

Технология поддержания пластового давления закачкой волы в пласт. Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пла­стового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения явля­ется метод закачки воды п пласт.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнета­тельные скважины. Расположение и сетка нагнетательных сква­жин определяются в технологической схеме разработки место­рождения.

Закачку поды в продуктивный пласт целесообразно начи­нать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пла­стового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пла­ста, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять вы­сокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработ­ку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициен-

Глава XIII. Поддержание пластового давления

тов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.

При законтурном заводнении закачка воды в пласт осущест­вляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схе­ме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего конту­ра нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.

Законтурное заводнение обычно применяется на неболь­ших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в зале­жах с хорошими коллекторскими свойствами как но толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное за­воднение обеспечивает более полную выработку запасов, вы­тесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повы­шенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания. Замедленное реагирование на за­лежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.

Более эффективное воздействие на залежь нефти достигает­ся, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внут­ри контура нефтеносности, в водоиефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи.

Такое заводнение называют приконтурным заводнением. Приконтурное заводнение применяется:

- на небольших по размерам залежах;

- при недостаточной гидродинамической связи продуктивно­
го пласта с внешней областью;

- с целью интенсификации процесса добычи нефти, т.к.
фильтрационные сопротивления между нагнетательными
и добывающими скважинами сокращаются за счет их сбли­
жения. В то же время вероятность образования языков об-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава ХШ. Поддержание пластового давления

волнения и неконтролируемые прорывы воды к отдельным

нефтедобывающим скважинам увеличиваются.

Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, являет­ся внутриконтурное заводнение. При внутри контурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри KOirrypa нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетатель­ных скважин определяется конкретными геологическими условия­ми, физико-химическими свойствами нефти т.д.

В последние годы для интенсификации разработки нефтя­ных месторождений распространенным методом стал метод ис­кусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, рас­положенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естест­венною контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 111).

Рис. 111. Схема внутриконтуриого заводнения

В начальный период при впутрикоптурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания волы

в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водя­ной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого ос­воения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ве­дут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а че­рез одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуати­руются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное за­воднение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторо­ждении в Татарии на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособ­ленных эксплуатационных площадей.

Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличи­вать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсифи­кации разработки нефтяного месторождения используют комби­нированное воздействие, т.е. законтурное (приконтуриое) завод­нение с внутриконтурным центральным заводнением. Например, при центральном заводнении в центре нефтяной залежи бурят ба­тарею (рис. 112) или кольцевой ряд нагнетательных скважин (рис. 113). В тех случаях, когда проницаемость пород в перифе­рийных участках нефтяной залежи значительно снижается, тогда возможно применять осевое заводнение, когда нагнетательные скважины бурятся вдоль оси складки (рис. 114).

Чтобы удерживать среднее пластовое давление в нефтяной залежи па одном уровне, объем воды, закачиваемый в пласт при заводнении, должен быть равным объему, добываемому из пласта жидкости и газа. На многих нефтяных месторождениях с пласто­вым давлением, превышающим давление насыщения нефти га­зом, одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом за­нимает в пластовых условиях объем, равный 1,4-1,6 м\ Это оз­начает, что для извлечения из пласта одной тонны нефти в пласт необходимо закачать 1,4-1,6 м воды. В то же время, как показы­вает практика, соответствие объемов извлекаемой из пласта на поверхность и нагнетаемой r пласт жидкости не обеспечивает поддержания пластового давления на одном уровне. Это является

В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава ХШ. Поддержание пластового давления

д

д

А Д

		д	д		Д	д
			# я	> *			Д
	> *	•.		д » «	д •	• •		д 1 д
д\	< • i • •	•#д	•	•	• д •	* • т		f
			• *	•		А

д д д

Рис. 112. Схема очагового за- Рис. 113. Схема внутриконтур-
воднения ного кольцевого заводнения

следствием того, что при внут-риконтурном заводнении часть закачиваемой воды уходит в периферийные водяные зоны пласта, отдельные непродук­тивные пропластки, в верхние _п.,, ^

». ^ ' ^ис- И4. Схема осевого завод­или нижние пласты и т.п. Нсоб-

нения

ходимо учитывать и то, что не­которое количество воды теряется на поверхности (порывы водо­водов и т.д.).

В среднем, ориентировочно, принято считать, что испроиз-иодительные потери воды при внутриконтурпом заводнении со­ставляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутрнконтурпого заводнения не­обходимо па извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачи-вать от 1,6 до 1,8 м воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.

В настоящее время применяется несколько систем внутри-контурного заводнения, которые отличаются друг от друга рас­положением нагнетательных сквожип, последовательностью вво­да их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также от­борами нефти из нефтедобывающих скважин.

При внутри контурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, ко­гда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чет на этом участке падает пластовое давление и, со­ответственно, падают дсбиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедо­бывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие за­качиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.

Применяется также избирательная система внутри контур но­го заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнета­тельные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточеч­ных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются (рис. 115).

6

О О X О охр- q^ х

г — г

бооо оооо охбх охох о о-о-о—о--о—о о

6--I I х I о

Т Т | охох охох

■Ь-1

о-о-

-о о

I

о х о- о О О X О

охох ох°х о о- -о -о— о- -о—о о

о

Рис. 115. Схемы размещения скважин при площадном заводне­нии: а - 5-точсчмая система; б - 7-точечная система; в - 9-точечная систе­ма. Пунктиром выделены симметричные элементы

При пятиточечной схеме на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме - две до­бывающие, а при девятиточечной - три добывающие скважины. Так как нагнетательные скважины не дают продукцию, то девя-. титочечная схема как бы наиболее экономичная, но интенсив­ность воздействия на залежь при этом значительно меньше и ве-

400 13.И. Кудимов. Основы иефтегазопромыслового дела Глава ХШ. Поддержание пластового давления 401

роятность появления целиков нефти при прорыве воды в добы- Гравитационное перераспределение по мощности пласта
вающие скважины намного больше. С целью интенсификации нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опе-
добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечсния в про- режающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой
дуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществля- вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на рай-
ют попеременную закачку воды и газа в пласт. _ней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает

Попеременная закачка воды и газа в продуктивный одну из важных задач охраны окружающей среды и недр.

пласт. Усовершенствованной системой воздействия на залежь Опытно-промышленные работы данного метода были прове-

нефти со сложным строением является попеременное нагнетание деиы на Журавлевско-Степановском месторождении Оренбур-

воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разра- га в 1971-1974 годы (авторы В.И. Кудимов, И.А. Поворов) и да-

ботки Журавлевско-Степановского месторождения Оренбург- ли хорошие результаты. По данным исследовательских и опытно-

ской области был обоснован и прошел промышленное испытание промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попере-

метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа менной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8-10%.

с целью повышения эффективности процесса вытеснения и по- Дальнейшее промышленное внедрение этого метола сдер-

вышения конечного нефтеизвлечения.. г живается отсутствием малогабаритных на высокое давление

Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при _и производительность компрессоров.

нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего, К воде для закачки ее в пласт предъявляются высокие тре-

преимущественно в высокопроницаемые пропластки, снижает бования. Вода должна иметь хорошие нефтевымывающие свой-

в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при по- _{ства> ие ВСТ}упать в химическую реакцию с пластовыми водами

следующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнива- _с образованием нерастворимых осадков солей, при взаимодейст-

ется фронт вытеснения и тем самым повышается охват пласта _{вии с ГЛИ11ИСТЬ1МИ} частицами пород пласта не вызывать их набу-

воздействием. Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его _{хание> нс иметь в своем составе} механических взвешенных час-

за счет меньшей вязкости в малопропицаемые плотные пропласт- _тиц> нефтепродуктов, микроорганизмов и т.д.

ки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате Источниками водоснабжения для заводнения пластов явля-

поршневого и увлекающего вытеснения газа. Метод иоперемси- _{ются волы открытых ГТОВ}е_Рхностных водоемов (реки, озера, моря,

ной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсного _{океаны) овые воды> пластовыс} воды глубокозалегающих

воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более бла-

водоносных горизонтов и др.

гоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие „

^г ■> < i ~ Промысловыми исследованиями доказано, что наилучшими

двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на гра- ^

. ' водами для заводнения пластои являются промысловые сточные

Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, ^воды' <*Р«уемые из пластовь_!х вод, извлекаемых вместе с нсф-

также способствует повышению эффективности процесса вытес- ^ТЬ|° ^{из пласта}' технические воды, применяемые на промысловых

нения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти про- Установках подготовки нефти, паводковые, дождевые и ливневые

цесем будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гра- ^в°льт.

витационное перераспределение вытесняющего агента в нефти ^Вода' используемая для заводнения, обычно содержит опре-
усилнваются: растворимость - вследствие увеличения поверхно- Деленное количество различных солей, взвешенные твердые ме­
сти контакта, а гравитационное перераспределение - за счет ханические частицы, микроорганизмы и некоторое количество
свободы потоков в открытых трещинах. пленочной нефти. Взвешенные твердые частицы и нефтепродукт

В.И. Кулниоп. Основы пефтегазопромыелового дела

Глава ХШ. Поддержание пластового давления

ты, фильтруясь в гтризабойной зоне, снижают проницаемость пласта, за счет чего снижается приемистость нагнетательных скважин вплоть до полного прекращения закачки. Взвешенные частицы в закачиваемой воде обычно представляют собой иловые частицы, частицы глины и гидроокиси железа. При длительном отстое они в основном оседают на дне водоемов или емкостей. Но значительная часть их находится во взвешенном состоянии.

Для осаждения мелких частиц их укрупняют с помощью коагуляции, добавляя сернокислый алюминий (как вариант), ко­торый соединяется с двууглекислыми солями кальция и магния:

A1₂(SO₄)3+3Ca(HCO3)2=2CaC03+2Al(0H)₃|+6S03. Образующийся при этом хлопьевидный гидрат окиси алю­миния оседает в воде и увлекает с собой частицы взвешенных веществ. Коагуляция идет более интенсивно, если концентрация водородных ионов РН в воде больше 7. Для этого воду подщела­чивают гашеной известью Са(ОН₂). Иногда в закачиваемой воде содержится повышенное количество бикарбонатов кальция Са(НСОз)г и магния Mg(HCO₃)2, которые в случае попадания в пласты с высокой температурой могут отлагаться в виде нерас­творимых солей кальция СаСО₃ и магния MgCO₃ и снижать про­ницаемость продуктивного пласта. Декарбонизация проводится за счет подщелачивания гашеной известью при коагуляции. Для удаления из воды гидроокиси железа Fe(OH)₃ применяют также подщелачивание. Одной нз причин снижения приемистости на­гнетательных скважин может быть за счет образования и отложе­ния в норовых и трещинных каналах пласта трудно растворимых или вообще нерастворимых солей. Например, это может проис­ходить при смешении пресных вод с пластовыми водами, что может привести к отложению в порах и трещинах продуктивною пласта практически нерастворимых осадков гипса:

SO4~+Ca²⁺+5H₂O-*CaSO₄-5H₂O.

Когда в пластовой воде содержится сероводород, то при закачке воды, содержащей в своем составе как растворимые, так и нерастворимые соли железа, в порах может образоваться нерас­творимый осадок сульфида железа FeS. Снижение проницаемо-

сти призабойной зоны из-за закупоривания норовых каналов мо­жет происходить вследствие содержания в закачиваемой воде микроорганизмов и различных водорослей. Среди них наиболее опасные - сульфатовосстанавливающие бактерии, которые раз-випаются в анаэробных (бескислородных) условиях с образова­нием сероводорода. С сульфатовосстанавливающими бактериями борются закачкой в призабойные зоны пласта 0,1-0,2% раствора формальдегида в объеме 50-100 м периодически через каждые 10-12 месяцев. Подготовка и закачка воды в пласт сопровождает­ся образованием коррозии в трубопроводах, емкостях и насосном оборудовании.

С целью снижения коррозии в системе водоснабжения при­меняют трубы со специальным покрытием, неметаллические ма­териалы. Рабочие колеса и направляющие аппараты центробеж­ных насосов покрывают эпоксидной смолой, воду для закачки в пласт обрабатывают ингибиторами коррозии, а также применя­ют катодную и протекторную защиту насосов и трубопроводов. Большое значение при заводнении продуктивных пластов имеет стабильность химического состава закачиваемой воды. Если со­став водоемов после предварительной очистки практически стабилен, то в составе промысловых сточных вод содержится большое количество закисного железа, которое, соединяясь с ки­слородом воздуха, переходит в окисное и в виде г идроокиси вы­падает в осадок. В этой связи промысловые сточные воды долж­ны закачиваться в пласт по закрытой системе, не соприкасаясь с кислородом воздуха. При принятии решения выбора источника водоснабжения большое внимание должно уделяться нефтсвы-мывающим способностям закачиваемых вод, т.к. это влияет на конечное нефтеизвлеченне.

Промысловые сточные воды на.5-10% обладают большими нефтевымывающими способностями, чем пресные воды. Это свя­зано с тем, что промысловые сточные воды имеют большую ми­нерализацию и содержат в своем составе поверхностно-активные, вещества (лиссолван, ОП-10 и др.), которые остаются п их соста­ве после промысловой подготовки нефти.

404 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыспового дела Глава ХШ. Поддержа!4ие пластового давления 405

Качество воды для заводнения пластов определяют в лабо- слов железа, обладают хорошими вымывающими и вытеспяю-

раторных и промысловых условиях. Вода признается пригодной щи ми нефть способностями. Используют такие воды для целей

для заводнения, если при испытании практически не снижает заводнения с разрешения органов охраны природы.

проницаемость керна, поднятого с конкретного продуктивного Водоснабжение систем заводнения. При заводнении с це-

пласта, куда будет вестись закачка, на различных режимах _{лью поддержапия} пластового давления основное назначение сис-

фильтрации и в пределах ожидаемых давлений нагнетания. _{уемы водоснабжения сводится к ИЗЫ}сканию и добыче необходи-

Окончательные данные о качестве воды для заводнения получа- _{мот количества качсствешюй ВОДЫ(} распределению и закачке ее

ют после проведения пробных закачек ее в нагнетательные сква- _п л„«„„„,„..,.

¹ 'f _B пласт через систему нагнетательных скважин. Выбор системы

жины на различных режимах. ■ ' _с

„ ' ^г водоснабжения во многом зависит от стадии разработки место-

Для уточнения допустимого содержания механических ^

., ^г - рождения. Последнее время все чаще заводнение начинают осу-

примесси и размеров их частиц, которые могут свободно прохо- ' - _ЛГ

„ -. ществлять с самого начала разработки месторождения. Учитывая,

дить через поры и трещины пласта, после длительной пробной г г г

закачки нагнетательную скважину, в которую закачивали воду, ^{ЧТ0 В} первоначальный период разработки месторождения нефть

останавливают и открывают на излив, отбирая при этом пробы Добывается безводной, в это время требуется большое количество

воды. Размеры взвешенных частиц сопоставляют с размерами ^ПР^{ССПОЙ воды}" ^В проектах обустройства месторождении должно

пор и трещин. Лабораторными и промысловыми эксперимсн- Учитываться, что в последующее время добыча нефти будет со-

тальными данными установлено, что засорение пористой среды пр°вождаться ростом обводненности продукции скважин, поэто-

механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде, ^МУ система водоснабжения должна быть запроектирована и по-

происходит тогда, когда отношение диаметра поровых каналов строена с учетом 100% утилизации в системе ППД всех промы-

породы D_n к среднему размеру механических частиц d будет еловых сточных вод с промысловых установок подготовки нефти.

меньше 5. Если Djd_c >5, то механические взвешенные частицы ^{На после}Д"^{сй с}™^ии разработки, чтобы извлечь 1 тонну нефти,

_.. приходится извлекать 10-12 и более м пластовой воды. Это ус-

оудут свободно проходить через поры и трещины пласта. На ос- -