Несмотря на высокое качество подготовки сточных вод с использованием открытых схем, за последнее время все большее распространение находят закрытые схемы, как более экономичные.
Установка подготовки сточных вод по закрытой схеме
I — резервуар с предварительным сбросом воды;
2 — резервуар-отстойник с нефтянымслоем;
з — емкость для чистой воды;
4 — насос
Линии: I—обводненная нефть с месторождения;
II — дренажная вода с установки подготовки нефти;
III — нефтяная эмульсия на установку подготовки нефти;
IV —очищенная вода в систему поддержания пластового давления
Основные технологические показатели разработки н. мест.
Показатели по фонду скважин (бурение скважин, ввод скважин в эксплуатацию из бурения, ввод нагн-х скважин из числа доб-х, выбытие скважин, фонд скважин пробуренных с начала разработки, действующий фонд доб-х (нагн-х) скважин);
Показатели по отбору жидкости (годовая добыча нефти (жидкости), накопленная добыча нефти (жидкости), темп отбора от утверждённых НИЗ (от текущих утверждённых извлекаемых запасов), отбор от утверждённых извлекаемых запасов, КИН, обводнённость, закачка воды годовая (накопленная),компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая (с начала разработки), дебит одной скважины по жидкости (нефти, газу), средняя приёмистость скважины).
Основные технологические показатели разработки г. и газ-кон. месторождений.
Показатели по фонду скважин (бурение скважин, ввод скважин в эксплуатацию из бурения, выбытие скважин, фонд скважин пробуренных с начала разработки, действующий фонд доб-х скважин);
Показатели по отбору газа (годовая добыча газа (конденсата), накопленная добыча газа (конденсата), темп отбора от утверждённых НИЗ (от текущих утверждённых извлекаемых запасов), отбор от утверждённых извлекаемых запасов, КИН, дебит одной скважины по газу (газоконденсату).
Основное содержание проектных технологических документов при разработке нефтяных месторождений
1.Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. Такие планы и программы подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора РФ сроком на 1 год.
2.Проект пробной эксплуатации является 1-ой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных скважин, при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Госгортехнадзора РФ. Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки технологических показателей разработки и «экономической эффективности» проекта. Целью и задачей является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации для подсчёта запасов УВ, содержащихся в них ценных компонентов, построение геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газа, конденсата месторождения.
В проекте пробной эксплуатации обосновываются:
а) предварительная геолого-промысловая модель;
б) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;
в)количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С1 (в отдельных случаях С2), интервалы отбора керна из них;
г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых для уточнения положения ВНК, ГНК, толщины, продуктивности добывающих скважин, приёмистости нагнетательных скважин по воде, рациональных депрессий и репрессий, а также для изучения фильтрационно-ёмкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа;
д) основные ожидаемые показатели по фонду скважин, максимальным уровням добычи нефти (жидкости), газа, закачки воды в целом по месторождению.
3.Технологические схемы опытно-промышленной разработки. Целью опытно-промышленной разработки залежей или участков залежей следует считать промышленные испытания новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого нефтяного или газонефтяного месторождения с учетом экономической эффективности, а также составление геологической модели. В ней обосновываются:
а) адресная геолого-промысловая модель (статическая);
б) комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт;
в) необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения;
г) потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт;
д) уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период проведения опытно- промышленной разработки;
е) комплекс исследований по контролю за процессом разработки;
ж) способы эксплуатации скважин;
з) основные требования к схеме промыслового обустройства;
и) мероприятия по охране недр и окружающей среды;
к) предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.
Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможности реализации технологической схемы, но не более 5-7 лет.
Технико-экономические расчеты проводятся за период не менее 20 лет.
4.Технологическая схема разработки - проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения.
5.Проект разработки основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора.
6.Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН
7. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение коэффициентов извлечения нефти с учетом экономической эффективности.
