Централизованная  система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

      Кустовая  насосная станция (КНС) представляет собой  специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура.

      В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.

      5.6.Наземные  кустовые насосные  станции

 

      Техническая характеристика кустовой насосной станции  определяется следующими факторами: а) суммарной приемистостью нагнетательных скважин, образующих общую производительность КНС: б) давлением нагнетания (давление, при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды, плюс потери на трение, на местное сопротивление, на преодоление разности геометрических высот); в) количеством подключаемых нагнетательных скважин, определяемых габаритами КНС.

      На  два работающих насоса следует иметь  один резервный. Промышленность освоила  выпуск КНС в блочном исполнении (БКНС). При этом монтаж основного технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах в отдельных блоках, а на месте установки блоки монтируются и привязываются к существующим коммуникациям. В результате монтаж КНС сокращается до 55 дней при уменьшении стоимости строительно-монтажных работ на 80%. Стационарная КНС строится более 280 дней.

      БКНС  составляют следующие блоки: а) насосный блок (в зависимости от количества насосных агрегатов может занимать до 4 блоков); б) блок низковольтной электроаппаратуры;

      в) блок управления; г) блок распределительного устройства; д) блок напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин).

      Каждый  блок монтируется на металлической  раме и транспортируется к месту монтажа на трайлерах или по железной дороге.

5.7. Подземные кустовые  насосные станции

 

      Подземные кустовые насосные станции представляют собой электроцентробежные насосы большой производительности УЭЦП (установки электроцентробежные для поддержания пластового давления). Они могут быть спущены в артезианские скважины и одновременно добывать воду и закачивать ее в пласт. По такой схеме работает УЭЦП на промыслах Восточной Сибири.

      Поскольку диаметр УЭЦП превышает диаметр  обычных эксплуатационных скважин, применение их требует сооружения специальных скважин.

      На  промыслах Башкирии и Татарии  используют УЭЦП в специальных шурфах (глубина до 30 м, диаметр 700 мм), куда подают воду от водозаборов.

      Здесь же получили применение для целей  ППД серийные УЭЦН, которые могут  размещаться в шурфе или в обычной скважине, перекрытой на глубине 30…40 м цементным мостом. Вода подается в этом случае в затрубное пространство или добывается из водоносного горизонта этой скважины.

      Получили  ограниченное применение УЭЦН для одновременной  добычи и закачки воды в одной скважине.

5.8. Очистка сточных  вод

 

      В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и  утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод.

      Вода  должна пройти предварительную очистку  от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л).

      Наиболее  широко распространенный способ очистки  – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара.

      Из  резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

      Для накопления и отстоя воды применяют  вертикальные стальные резервуары.

      На  внутреннюю поверхность резервуаров  наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод.

5.9. Конструкция нагнетательных  скважин

 

      В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

       Существующие  конструкции нагнетательных скважин  предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

      Надпакерное пространство следует заполнить  нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью).

      Забой должен иметь достаточный по толщине  фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

      Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься  из скважин и очищаться.

      Устьевая  арматура нагнетательной скважины предназначена  для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д.

      Наиболее  распространена на месторождениях восточных  районов арматура типа 1АНЛ-60-200.

      Арматура  состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

      Пакер применяется для разобщения отдельных  участков ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

      Назначение  и конструкция пакера и якоря  принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

5.10. Освоение нагнетательных  скважин

 

      Освоение  нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных с пуском их в работу.

      В большинстве своем – это меры, проводимые для эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время, возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.

      Свабирование  представляет собой наиболее простой  и вполне эффективный способ освоения скважин.

      Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.

      Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.

      Гидросвабирование – метод чередующихся циклов закачки  воды в пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.

      Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НСI), серная (H₂SO₄), плавиковая (HF) и другие кислоты.

      Если  нефтесодержащие породы сложены  известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота.

      Хлористый кальций и хлористый магний –  вещества, хорошо растворимые в воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или уносится из скважины в газообразном виде.

      Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):

      Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс воздействия  плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и  плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие кислоты.

      Освоение  скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения глинистого раствора.

       Следует выделить работу по освоению под закачку  скважин, ранее работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том, что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке скважины.

5.11. Закачка газа в  пласт

 

      Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.

      При этом следует иметь в виду следующее:

      а) энергоемкость закачки газа будет  значительно выше из-за его меньшей  по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного  по величине забойному.

      б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Р_заб.

      Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

      V = V_н + V_в + V_г

      Здесь V_н, V_в, V_г – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа V_наг должен быть выше расчетного в n раз: V_наг=n*V

      n = 1,5…1,20.

      При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12.Закачка  теплоносителей

 

      Известно, что повышение температуры ведет  к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

      Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

      Для разработки таких месторождений  в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть».

      Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при закачке горячей  воды коэффициент нефтеотдачи может  быть повышен: при температуре закачиваемой воды 30^оС – до 0,432, при 100^оС – до 0,745, при 200^оС – до 0,783.