Разработка Спорышевского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1 Характеристика района работ

Спорышевское нефтяное месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, в междуречье верховьев рек Пяку-Пура и Вынгапура, на северном склоне Сибирских Увалов.

Административно месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области

Областной центр-город Тюмень находится в 875км на юго-запад по прямой, окружной центр-город Салехард расположен в 555км на северо-запад, районный центр-город Тарко-Сале в 215км на северо-восток от месторождения.

В экономическом отношении рассматриваемый район относится к числу интенсивно осваиваемых.

Высокими темпами здесь развивается нефтегазодобывающая промышленность, гражданское строительство, построена железная дорога Уренгой-Сургут-Тюмень, которая проходит непосредственно по площади месторождения в меридиональном направлении и связывает районы Крайнего Севера с промышленно развитыми регионами страны.

Параллельно железной дороге проходит трасса нефте-газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк.

Энергоснабжение месторождение осуществляется местными энергоустановками от Сургутской ГРЭС, а также от линии электропередачи Тюмень-Сургут-Нижневортовск.

Ближайщими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ СССР, являются Суторминское (в 52км на северо-запад), Западно-Ноябрьское (в 30км на северо-запад), Холмогорское (в 65км на юго-запад).

Индустриальным центром региона является город Ноябрьск, восточный район которого расположен в юго-западной части месторождения. В городе Ноябрьске находится база ОАО “Ноябрьскнефтегаз” и Холмогорское НГДУ, которое будет разрабатывать Спорышевское нефтяное месторождение. Здесь действуют предприятия по производству железобетонных изделий, деталей крупнопанельного домостроения, штучных стеновых и изоляционных материалов.

Ближайшими населенными пунктами являются также город Муравленко-в75км к северо-западу, город Когалым-в125км на юг, город Сургут-в250км на юго-запад.

Плотность населения района крайне низкая (не более 1человека на 100км.)

Население, в основном, занято на геологоразведочных работах, в нефтегазодобывающей и лесоперерабатывающей промышленности. Коренное население-ханты, манси заняты оленеводством и рыбной ловлей.

Основными видами транспорта, с помощью которых доставляются грузы на буровые, являются автомобильный и воздушный.

Рассматриваемая территория представляет собой слегка всхолмленную, залесенную равнину, характеризующуюся обилием небольших озер, стариц и болот.

Абсолютные отметки рельефа изменяются от +88,2 до+138,7м.

Гидрогеологическая сеть южной части района месторождения представлена рекой Янг-Яха с тремя правыми притоками и двумя левыми, которая является правым притоком реки Кага-Яха, впадающей к северо-западу от месторождения в реку Пяку-Пур.

В северной части площади берет начало река Хульмы-Яха и ее левый приток,которые впадают в реку Апака-Пур- левый приток реки Вынгапур.

Питание рек происходит за счет болот и стариц. Характерной особенностью мелких рек является отсутствие в их верхнем и среднем течении ясно враженных долин и пойм. Весной реки имеют большое половодье. Уровень воды во время паводков превышает летний на 2-3метра. Для рек характерна извилистость русла, небольшие уклоны, малая скорость течения. Почти все реки мелководны и несудоходны,часто образуют песчаные отмели,косы,прирусловые валы.

Болота преимущественно торфяного типа и занимают около 40 территории. Мощность торфяной толщи колеблется от 0,3до7-8м.

Растительный покров представлен, в основном, хвойными лесами. Леса состоят из пихты, ели, осины, кедра.

Основными факторами, обуславливающими климат данного района, являются его географическое положение, факторы атмосферной циркуляции рельеф местности. Главное влияние оказывает западное (атлантическое) перемещение воздушных масс и влияние континента, выраженное в большой повторяемости антициклонной погоды и в интенсивной трансформации воздушных масс летом и зимой. При вторжении холодных арктических масс воздуха возможны очень резкие понижения температуры даже в июле. Климат района резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое, теплое. Средняя продолжительность с температурой ниже 0 С -240 дней. Короткие переходные сезоны - весна и осень. Характерны поздние весенние и осенние заморозки. Безморозный период очень короткий - 92 дня. Самый теплый месяц года - июль. Многолетняя среднемесячная температура его составляет + 15,9 С.

Наиболее холодным месяцем года является февраль, многолетняя среднемесячная температура которого - 22,8 С.

По количеству выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Большая часть осадков 208,5 - 336,3мм, что составляет 55,7 - 68,4 от годовой нормы, выпадает с июня по октябрь в виде дождей или мокрого снега.

Важной особенностью природной обстановки описываемого района является наличие современной и многолетней мерзлоты. Характер сезонного промерзания грунтов во многом определяется высотой снежного покрова и влажностью почвы. При этом по данным геофизических работ на рассматриваемой территории мощность современной мерзлоты изменяется от 10 до 50м. Слой связан преимущественно с четвертичными отложениями.

Кровля залегания нижнего слоя древней мерзлоты отбивается на глубине от 100 до 160м, подошва от 300 до 370м, но может опускаться и глубже. С мерзлотой связаны специфические формы мерзлотного разреза, бугры пучения и поля протаивания.

Избыточное увлажнение, слабая расчлененность рельефа, незначительный дренаж грунтовых вод приводят к заболачиванию территории, что создает трудности в ее прохождении и освоении.

Спорышевское нефтяное месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 10 км к северо-западу от г. Ноябрьска и в 40 км от ближайшего разрабатываемого Западно-Ноябрьского месторождения. В непосредственной близости от месторождения проходит железная дорога Сургут - Новый - Уренгой и параллельный ей нефтепровод Уренгой - Челябинск - Новополоцк. Транспортировка нефти и растворенного газа Спорышевского месторождения будут осуществляться в первое время по ветке нефте- и газопроводов до Западно-Ноябрьского месторождения и далее по магистральным трубопроводам до Сургута.

Рельеф местности представляет собой слегка всхолмленную, в южной части слегка возвышенную, заболоченную, залесенную равнину, прорезанную сетью многочисленных притоков реки Пякопур. Непосредственно на площади месторождения протекает приток реки Апакапур. Абсолютные отметки рельефа меняются от +75 м на севере до +120 м на юге и от +95 м на западе до +100м на востоке.

Климат резко континентальный, среднее количество осадков колеблется в пределах 350-500 мм в месяц.

1.2 История освоения района

Лицензия (серия слх № 10458, вид - НЭ) и лицензионное соглашение на право пользования недрами выдана 14.12.1999 г. Комитетом природных ресурсов по ЯНАО ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с целевым назначением и видами работ по добыче нефти и газа из пластов ПК16, ПК19, ПК20, АС4, АС6-7, АС12, БС6, БС7, БС8, БС10, БС101, БС11 Спорышевского месторождения до 2021 года.

В 1994 году по результатам бурения пяти поисково-разведочных скважин

Ноябрьским НИПИ был составлен «Проект пробной эксплуатации Спорышевского месторождения», утвержденный ЦКР ОАО «Ноябрьскнефтегаз».

По «Проекту пробной эксплуатации» разбуривание месторождения было намечено на 1995 г., однако в эксплуатацию были введены четыре разведочные скважины на залежи ПК19, ПК20, БС100.

В процессе продолжающегося разведочного бурения появились новые данные, которые позволили выделить нефтенасыщенные залежи пластов группы АС (АС4, АС6, АС7, АС9, АС12). В связи с чем, в 1998 г., ННИПИ составлена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Спорышевского месторождения». Работа утверждена на ЦКР МТЭ, протокол № 2346 от 04.03.1999 г.

Новый проектный документ предусматривает:

- выделение трех самостоятельных объектов разработки:

объект ПК (ПК16, ПК19, ПК20) ПК19 - 87 % запасов;

объект АС (АС4, АС6, АС7, АС9, АС12) АС4 - 39 %, АС6 - 60 % запасов;

объект БС (БС10, БС101, БС11) БС10 - 50 %, БС101 - 25 %, БС11 - 25 %;

разбуривание залежей производить по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 600 х 600 м;

проектный эксплуатационный фонд скважин объекта ПК равномерно вписывать в сетку скважин объекта БС;

проектный эксплуатационный фонд скважин объекта АС равномерно вписывать в сетку скважин объекта ПК;

эксплуатационные скважины пласта БС10 избирательно бурить со вскрытием и опробованием пласта БС11;

- в целях уточнения геолого-промысловой характеристики и добывных возможностей пласта ПК20 эксплуатационные скважины пласта ПК19 выборочно бурить со вскрытием пласта ПК20;

система поддержания пластового давления - внутриконтурное заводнение, в сочетании с приконтурным. Давление нагнетания для залежей пластов ПК - 10 МПа, АС - 12 МПа, для БС - 13,5 МПа. Нагнетательные ряды объекта ПК и объекта БС практически совпадают (смещение 150 м) и направлены с северо-запада на юго-восток, нагнетательные ряды объекта АС развернуты на - 600 относительно рядов объектов ПК и БС и направлены с юго-востока на юго-запад.

Бюро ЦКР постановило принять проектный документ в качестве технологической схемы ОПР на период 4 года (1999 - 2002 гг.) со следующими положениями:

- выделение трех самостоятельных объектов разработки:

объект ПК (пласты ПК16, ПК19, ПК20);

объект АС (пласты АС4, АС6, АС9, АС12);

объект БС (пласты БС010, БС110, БС11);

- уровни добычи нефти, тыс.т:

1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г.

841 1130 1360 1540

- фонд скважин: всего - 187 шт., в т.ч. добывающих - 120 шт., из них 8 разведочных, 10 с горизонтальными стволами, нагнетательных - 62 шт., водозаборных - 5 шт.;

- система разработки - блоковая, трехрядная;

- система ППД - внутриконтурное заводнение в сочетании с приконтурным;

- способ эксплуатации - механизированный (ЭЦН, ШГН).

Для проектирования внешнего обустройства:

ь принять максимальные уровни добычи нефти - 2100 тыс.т, жидкости - 7000 тыс.т, закачки воды - 8000 тыс.м3, фонд скважин - 513 шт.;

ь предусмотреть в период ОПР мероприятия по повышению продуктивности скважин за счет применения современных технологий воздействия на пласт;

ь изучить возможность бурения пологих и горизонтальных скважин в зонах пониженной продуктивности скважин;

ь до 2002 года обеспечить пересчет запасов с защитой в ГКЗ;

ь на базе утвержденных запасов составить технологическую схему разработки и представить ее на рассмотрение ЦКР в 4 квартале 2002 г.

Результаты опытно-промышленных работ свидетельствуют о высоких добывных возможностях продуктивных пластов месторождения.

В 2000 году в ГКЗ были представлены материалы по подсчету запасов нефти и растворенного газа Спорышевского месторождения по состоянию на 1.01.1999 г., выполненные ЗапСибГеоНАЦ. На дату подсчета пробурено 30 поисково-разведочных и 58 эксплуатационных скважин. 12 поисково-разведочных скважин оказались законтурными. Нефтеносность на месторождении установлена в интервале глубин 1645 - 2450 м. Выявлено 40 залежей в 19 продуктивных пластах (от ПК16 до БС11).

ГКЗ МПР РФ, рассмотрев представленные материалы на заседании от 29 марта 2000 г. (протокол № 566-ДСП), постановила:

- утвердить по Спорышевскому месторождению за вычетом добычи нефти балансовые запасы нефти и растворенного газа по категории В+С1 в объеме - 112452 тыс.т, по категории С2 в объеме - 41350 тыс. т;

- от утверждения ТЭО КИН воздержаться в связи с недостаточным обоснованием технологических решений и экономических оценок;

- утвердить экспертно установленные технологически достижимые КИН и подсчитанные в соответствии с ними извлекаемые запасы нефти и газа в объеме по категориям В+С1 - 36956 тыс. т, по категории С2 - 12049 тыс. т;

- считать Спорышевское месторождение подготовленным к промышленной разработке и рекомендовать ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» подготовить и согласовать с ЦКР МТЭ технологическую схему разработки Спорышевского месторождения с учетом замечаний экспертизы, на основе которого обосновать КИН и представить их на утверждение ГКЗ.

Таким образом, месторождение разрабатывается по «Технологической схеме ОПР» сроком действия 1999 - 2002 гг.

Запасы нефти утверждены в ГКЗ в 2000 году.

Месторождение находится в стадии завершающего бурения и растущей добычи нефти.

Значительны запасы категории С2. Необходимы дальнейшие мероприятия по доразведке и исследовательским работам.

ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» в 2003 г. намерено обеспечить пересчет запасов и на базе утвержденных запасов составить технологическую схему разработки и представить ее на рассмотрение в ТКР ЯНАО в 2003 году.

История освоения района.

Спорышевское месторождение нефти открыто в 1993 году поисковой скважиной 665. Протоколом № 45 от 04.04.1995 года ЦКЗ Комитета Российской Федерации по геологии и использованию недр были утверждены балансовые запасы нефти категории С1 в объеме 22389 тыс.т. и извлекаемые запасы в объеме 6710 тыс.т. Подсчет запасов производился по пластам БС11, БС10-1, БС10 и ПК19.

На 1.01.1996 в связи с появлением новых данных по бурению и испытанию скважин Ноябрьской тематической был произведен оперативный подсчет и пересчет запасов по пластам: ПК16, ПК19, ПК20, АС4, АС6-7, АС9, АС12, БС6, БС7, БС8, БС10, БС10-1. По пласту БС11 пересчета запасов не проводилось. В процессе оперативного пересчета были уточнены коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, пересмотрены геологические модели пластов.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

Спорышевское месторождение расположено в северной части Северо-Нижневартовской моноклинали Хантейского мегасвода, в пределах крупного Сургутского нефтегазодобывающего района Западной Сибири.

В 1974 году в районе начато поисково-разведочное бурение. В 1993 году первая поисковая скважина 665 явилась первооткрывательницей нефтяного месторождения, при испытании которой были получены промышленные притоки нефти с водой. Дебит нефти из пласта БС11 составил 5,1 м3/сут, воды - 69,9 м3/сут, из пласта БС101 дебит нефти составил 4,5 м3/сут, воды - 17,9 м3/сут, из пласта БС100 получили фонтан безводной нефти с незначительным содержанием газа, дебит нефти составил 73,13 м3/сут, газа - 2,67 н.тыс.м3/сут.В 1997 году на месторождении начато эксплуатационное бурение.

Геологические модели апробированы в ГКЗ в 2000 году. Однако за прошедший период до 1.01.2002 года велось эксплуатационное и разведочное бурение, проводились сейсморазведочные работы, что позволило существенно уточнить геологические модели по пластам ПК19, АС4, АС6, БС6, БС7, БС80, БС100, БС101, БС11. Так по пласту БС7 запасы нефти списаны. По новой корреляции выделено три пласта БС70, БС71, БС72. Схемы совмещения контуров нефтеносности по группам пластов Спорышевского месторождения приведены на рис. 3.6.2.1 - 3.6.2.3.

В 2002 году пробурено 39 эксплуатационных скважин и одна разведочная - 695Р (до палеозоя). В эксплуатационной скважине № 1000 отобран керн из пласта ПК16, который находится на исследовании (табл. 3.6.2.1). Проведены сейсморазведочные работы в объеме 650 пог.км. Уточнение геологической модели выполняет ОАО СибНАЦ.

На балансе ВГФ числятся запасы нефти по 22 продуктивным пластам: ПК16, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС7, АС9, АС12, БС10, БС1, БС4, БС5, БС6, БС70, БС71, БС72, БС80, БС100, БС101, БС102, БС11 и ЮС1.

Залежи пластов, в основном, пластово-сводовые и водоплавающие, а в пластах ПК19 и АС12 - пластово-сводовые литологически экранированные. Значения водонефтяного контакта по пластам (ВНК) приведены в табл. 3.6.2.2.

Наиболее значительные по площади и по запасам залежи приурочены к пластам ПК19, АС4, БС10, БС101, БС11 (табл. 3.6.2.2).

Средние нефтенасыщенные толщины по пластам для категории С1 изменяются от 0,8 м (пласт ЮС1) до 5,27 м (пласт ПК19), для категории С2: от 1,2 м (пласт ПК20) до 5,63 м (пласт ПК19).

В тектоническом отношении Спорышевское месторождение расположено в пределах Ноябрьского локального поднятия 3 порядка, приуроченного к западному борту Западно-Ноябрьского прогиба - структурно-тектонического элемента 2 порядка, осложняющего восточную часть Северо-Сургутской моноклинали - крупной структуры 1-го порядка. По данным геофизических исследований Ноябрьское поднятие приурочено к выступу в рельефе кристаллического фундамента.

На основании данных проведенных сейсморазведочных работ к настоящему времени составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам. Анализ структурных планов на различных стратиграфических уровнях показывает, что контуры структурных форм хорошо прослеживаются по всему разрезу. По основному отражающему горизонту "Б", приуроченному к отложениям баженовской свиты, структурный план месторождения представляет брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания. Ноябрьское куполовидное поднятие в пределах изогипсы минус 2950 м имеет следующие размеры: длина 31 км, ширина 15 км. Структура имеет вытянутую форму с длинной осью в субмеридианальном направлении. Отсутствие качественных сейсморазведочных работ в данном районе не позволяет на сегодняшний день с уверенностью говорить о малоразмерных пликативных и дизъюнктивных дислокациях и расположении линий выклинивания отдельных продуктивных пластов. Учитывая трудности корреляции песчаных пластов мелового разреза, неоднозначность интерпретации ГИС и определении ВНК, недостоверную рисовку структурных форм, приходится констатировать, что месторождение на сегодняшний день не имеет непротиворечивой геологической модели и будет доразведываться в процессе эксплуатационного разбуривания.

Геологический разрез Спорышевского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. Максимальная вскрытая толщина мезозойско-кайнозойских пород составляет 2752 м (скв.665).

В изученной части разреза промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях мегионской, вартовской и покурской свит. На 1.01.1996 года запасы промышленной категории С1 подсчитаны по пластам БС11, БС10-1, БС10, БС8, БС7, БС6, АС12, АС9, АС6-7, АС4, ПК-20, ПК19, ПК16.

По результатам испытания скважин дебиты нефти по Спорышевскому месторождению колеблются в широких пределах от 3.2 куб. м/сут на СДУ195 м (скважина 665, пласт БС11) до 119.5 куб.м/сут на 8 мм штуцере (скважина 666 , пласт ПК19).

2.2 Продуктивные пласты

Пласт БС-11 является самым нижним вскрытым продуктивным пластом и вскрыт всеми пробуренными поисково-разведочными скважинами на месторождении. Самые высокие отметки кровли пласта отмечаются в районе разведочных скважин 677 (-2418м) и 654 (-2422м). Залежь пластовая, водоплавающая, ВНК отбивается по данным ГИС и испытаний на абсолютных отметках минус 2434, минус 2435 м. Размер залежи 15 на 5 километров. Эффективные толщины пласта колеблются от 8 м(скв.666) до 13,8 м (скв 653). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 м за контуром ВНК (скв 663,651,684,101 и др.) до 7,6 м (скв.654). При подсчете запасов были приняты значения пористости и нефтенасыщенности равные 0,2-0,21 и 0,64-0,58 соответственно. Чистонефтяная зона выделена по ГИС только в районе скв. 654 и 677. При испытании пласта БС11 в скв. 654 получен приток безводной нефти дебитом 12,5 м3/сут.

В целом по пласту ожидается получение притоков нефти с начальной обводненностью 40-60% (за исключением района скв. 677 и 654 где возможно получение безводных притоков). Пласт в самостоятельный объект разработки не выделяется. Геологическое строение и характер насыщения пласта будет уточняться в процессе пробной эксплуатации месторождения.

Пласт БС-10 развит на всей территории месторождения. Пласт представлен мощным монолитным (иногда с незначительными глинистыми перемычками) песчаным телом. Среднее значение общей толщины пласта на территории месторождения составляет 18 м. Максимальные эффективные толщины коллектора приурочены к центру южной части месторождения (район скв. №№ 677, 654, 665.), где они достигают 13 - 16 метров. Средняя эффективная толщина коллектора пласта составляет 11,55 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 5,29 м. Расчлененность пласта составляет 3,6, песчанистость 0,65. Причем песчанистость уменьшается с юга на север, а расчлененность возрастает с юга на север. Средняя проницаемость коллектора пласта БС10-1 составляет 113 мД. Пласт испытан в скв. 656, 665 , 659, 673, 675. В первом случае получен приток нефти с водой дебитом 18 м3/сут (воды 42%) , во втором - нефти с водой дебитом 21 м3/сут (в т.ч. нефти 14 м3/сут). В скв 659 при совместном испытании пластов БС10 и БС10-1 получен приток нефти дебитом 95м3/сут. В скв.673 и 675 получены незначительные притоки нефти. В скв.654 пласт был испытан в открытом стволе: получен приток нефти дебитом 468 м3/сут при Ндин=637м.

Пласт БС10-1 охарактеризован керном в 7 скважинах (659,654, 666,662,653,656,657) в т.ч. в трех скважинах в нефтяной зоне(659,656,654). По имеющимся в наличии результатам изучения керна по четырем скважинам среднее значение пористости составляет 0,22. Принятое при подсчете запасов значение нефтенасыщенности - 0,48. Принятое значение пористости по данным ГИС составляет 0,2.

Залежь нефти пласта БС10 является пластовой, сводовой, размерами 22 на 5,5 км и высотой до 25 м. ВНК принят наклонным по данным ГИС и испытаний на отметках минус 2341 м (на юге) и минус 2339 м (на севере). Предполагается развитие залежи в южном направлении (в сторону города Ноябрьск).

Пласт БС-8 развит на большей части территории месторождения, однако нефтенасыщенный коллектор установлен по ГИС только в двух скважинах (666 и 654) . Пласт испытан в скважинах №№ 654, 655, 656, 682. Приток нефти получен только в скв. 654 - 86,4 м3/сут при депрессии 56 атм. В скв.682 притока из пласта не получено, в скв.№ 655,656 получены слабые притоки воды. На севере (район скв.650) и в центральной части (скв.665) пласт глинизируется. Эффективные толщины пласта меняются от 0 м (зона глинизации) до 11,4 м (скв.150). Водонасыщенный керн поднят в 6 скважинах, нефтенасыщенная часть пласта керном не охарактеризована. Пористость по ГИС принята как 0,18 - 0,19, нефтенасыщенность 0,55.

Пласт БС-7 вскрыт всеми скважинами, пробуренными на площади месторождения. Эффективные толщины уменьшаются с юго-запада на северо-восток с 15,2 м (скв.682) до 2,2 м (скв.662). Нефтеносность установлена только в скв.№ 654 где получен приток нефти дебитом 25 м3/сут. В скв.№655 из пласта получен слабый приток воды. Эффективная толщина коллектора составляет 13,2 м, эффективная нефтенасыщенная 9,2 метра. Водонасыщенный керн поднят в шести скважинах, нефтенасыщенная часть пласта керном не освещена. Пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС 0,21 и 0,59 - 0,61 соответственно.

Залежь пласта БС-7 водоплавающая. В подсчете запасов принята пластовая сводовая модель строения залежи. ВНК принят на отметке минус 2243м. Залежь приурочена к небольшому куполу размером 3,5 на 2,8 километра. Границы залежи проведены приблизительно и их предстоит уточнить в процессе эксплуатационного бурения. В самостоятельный объект разработки пласт не выделяется.

Пласт БС-6 представлен коллектором значительной толщины, составляющей в среднем 25-30 метров. Эффективные толщины изменяются от 16,4 м (скв.682) до 32,8 м (скв.662). Нефтенасыщенный коллектор вскрыт в скважинах №№ 656, 677, 654. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют 3,2 - 6,6 метров. Водонасыщенный керн поднят в шести скважинах, нефтенасыщенная часть пласта керном не охарактеризована.

Пласт АС-12 имеет прерывистое распространение по площади месторождения. Максимальная эффективная толщина коллектора вскрыта в скв. 673 - 14,6 м. В скв.№№ 665, 677, 659 пласт полностью глинизируется. Нефтенасыщенный коллектор вскрыт только в скв.№ 654. Эффективная нефтенасыщенная толщина песчаника составила 2,2 метра. Пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС - 0,21 и 0,51 соответственно. Водонасыщенный керн отобран по трем скважинам и на дату составления проекта находится на исследовании.

Пласт АС-9 вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. Эффективная толщина пласта изменяется от 2 м (скв655) до 11,4 м (скв.650). Нефтяной коллектор вскрыт только скважиной № 654. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора составила 4,0 м, общая эффективная 8,8 м. Керном пласт не охарактеризован. Пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС 0,25 и 0,63 соответственно.

При испытании скважины получен фонтанный приток нефти дебитом 59,2 м3/сут. В подсчете запасов предполагается пластовая сводовая, водоплавающая залежь с ВНК = минус 2004 м. Размеры залежи примерно 1,7 на 3 км. Конфигурация залежи будет уточнена в процессе пробной эксплуатации месторождения. В самостоятельный объект разработки пласт не выделяется.

Комплекс пластов АС 6-7 выделяется в разрезах всех скважин месторождения. Эта группа пластов представлена двумя - четырьмя песчаными телами разделенными перемычками в 2 - 6 метров и может рассматриваться как один пласт. Эффективные толщины коллектора составляют 10 - 25 метров. Нефтенасыщенный коллектор в пластах АС 6 - 7 вскрыт в 7 скважинах. Керн отобран по 5 скважинам, в т.ч. в скв.656 и 657 в нефтенасыщенной части пласта. По ГИС приняты следующие значения пористости и нефтенасыщенности:

Пласт АС-4 распространен на всей территории месторождения. Эффективные толщины коллектора колеблются от 7,2 м (скв.673) до 17м (скв.665). Нефтенасыщенный коллектор вскрыт 10 скважинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины коллектора изменяются от 2,2 (скв.675) до 10,6 м (скв.666). Керн отобран в пяти скважинах, в т.ч. в скв. 677, 656 и 657 в нефтяной части пласта. Пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС:

Таблица 2.2 Значение пористость и нефтенасыщенности

район	пористость, доли ед.	нефтенасыщенность, доли ед.
скв. 654	0,24	0,57
скв.677	0,23	0,55
скв.657	0,22	0,52
скв.656	0,22	0,52

Пласт испытан в колонне в скважинах 654, 656 и 659. В первой получен фонтанный приток нефти дебитом 10м3/сут (+2,5м3/сут воды) при депрессии 26 атм., во второй - приток нефти дебитом 18,2 м3/сут. В скв.659 получен приток воды дебитом 6,4 м3/сут. В представленном подсчете запасов выделены три залежи в пределах пласта АС-4. Южная - в районе скв.№ 654, центральная - в районе скв.№ 677 и северная, в которую вошли все остальные продуктивные скважины. Северная и южная залежи имеют одинаковые отметки ВНК= минус 1936 м. В скв.№ 677 ВНК отбит на отметке минус 1930 метров. Все залежи определены как пластовые, сводовые, водоплавающие. Разбивка на три залежи проведена из-за интерпретации ГИС по скв.677, которая еще не испытана в колонне. Вероятнее всего в скв. 677 имеет место ошибка в определении кривизны, тогда эта скважина встанет "на место" по большинству продуктивных пластов. При опускании ВНК в скв. 677 все залежи пласта АС4 сольются в одну большую пластовую водоплавающую залежь.

Пласт ПК-20 вскрыт всеми скважинами, пробуренными на площади месторождения. Эффективные толщины коллектора изменяются от 1,4 м (скв.655) до 11,2 м (скв.663). Нефтенасыщенный коллектор вскрыт скважинами №№ 654, 677, 656, 666. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,4 м (скв.656) до 4,4 м (скв.677). Испытана только скважина 654, где получен фонтанный приток нефти дебитом 53 м3/сут. В скважине 675 пласт ПК20 испытан вместе с пластом ПК19. Керн с признаками нефти отобран в скв. 677, водонасыщенный керн отобран в пяти скважинах. Согласно данных лабораторных исследований керна по скв.№№ 663,654 среднее значение пористости составляет 0,23. Однако при подсчете запасов приняты значения по ГИС пористости - 0,25, нефтенасыщенности 0,5. По скважине 654 в декабре 1995 года начата пробная эксплуатация пласта ПК-20. В скважине был проперфорирован нижний пропласток пласта ПК-20 на глубине минус 1912 - минус 1915м. Эта часть пласта интерпретировалась по ГИС как водонефтяная зона. В период пробной эксплуатации (6 месяцев) дебит скважины увеличивался с 33т/сут до 48 т/сут. Процент воды оставался стабильным и составлял 10%. По скважине проводились промыслово-геофизические и гидродинамические исследования, а также анализ проб нефти и воды. Проведенные исследования позволяют уточнить характер насыщения пласта. Исходя из полученных данных, следует пересмотреть применяемые для интерпретации геофизические зависимости, и следовательно, уточнить ВНК и пересмотреть геологические модели.

В представленной модели в пласте предполагается две самостоятельные пластовые водоплавающие залежи с различными ВНК (разница в отметках 2 м). В отдельную залежь, с запасами категории С1, выделен район вокруг скв.№ 654. Северная залежь, имеющая максимальную площадь, содержит запасы категории С2. При пересмотре геологического строения вероятнее всего эти залежи объединятся.

Пласт ПК-19 является вторым по величине балансовых запасов объектом Спорышевского месторождения. Залежь пласта ПК19 вытянута в субмеридианальном направлении, ее предполагаемая площадь составляет около 57 км, размеры 13 на 4 км. Продуктивная часть пласта вскрыта 8 скважинами, 5 из которых попадает в ЧНЗ. Пласт приурочен к песчаному телу покурской свиты, имеет континентальный генезис и связанный с этим набор особенностей строения, таких как невыдержанность по площади и по толщине, резкая изменчивость фильтрационно-емкостных свойств коллектора. На севере площади, в районе скв.№№ 651, 650 , 663 и на юге, в районе скв.659 пласт замещается глинистыми породами.

Максимальные эффективные толщины коллектора установлены в центральной части месторождения в районе скв.№№ 657, 656, 668, 653, где эффективная толщина достигает 6-10 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора составляет 4.85 м, песчанистость 0,58, расчлененность 1,56. Средняя проницаемость в пределах контура нефтеносности достигает 230 мД. ВНК залежи отбивается на абсолютной отметке минус 1802 м. по пласту ПК19 керн отобран по 7 скважинам, в т.ч. только по одной (скв.656) в нефтенасыщенной части пласта. По скважинам 673 и 653 получены данные исследования керна, согласно которым пористость образцов составляет 0,22. Пористость, принятая при подсчете запасов составляет 0.24, нефтенасыщенность 0,63.

На пласт ПК19 испытаны четыре скважины. В скв.666 и 656 получены фонтанные притоки чистой нефти, в скв.653 приток нефти с водой, а в скв.673 приток чистой воды. Максимальные дебиты нефти получены при испытании скважины 656 и - 63,4 м3/сут (8мм шт.) и скв. 666 -119,5 м3/сут (8мм шт.)

Залежь нефти пласта ПК19 является пластовой, сводовой, частично литологически экранированной, высокодебитной. В связи с резким ухудшением коллекторских свойств в краевых частях залежи (вплоть до полного замещения глинами), отсутствием контура питания, ожидается быстрое падение давления при добыче нефти. В геологической модели, принятой при подсчете запасов в пределах внешнего контура ВНК, выделено три чисто нефтяных зоны, разделенные между собой: южная - в районе скв. 654, центральная - в районе скв. 677, 656, 657, а также восточная в районе скв.666.

Рассмотрены и ряд других альтернативных моделей. Согласно одной из них допускается развитие субмеридионально ориентированной полосообразной зоны ухудшенных коллекторских свойств, проходящей через наиболее приподнятую часть залежи. При этом прогнозируется более высокое гипсометрическое положение интервалов водонасыщенных пластов. Однако, даже с учетом и этой модели вряд ли будет реальным получение заметных притоков воды из пласта в пределах подобной зоны.

Пласт ПК-16 имеет прерывистое распространение по площади месторождения. На юго-западе месторождения, в районе скв.655, пласт замещается глинистыми породами. Эффективная толщина коллектора изменяется на территории месторождения от 0 до 13,2 м (скв.657). Нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 7 скважинах, испытан только в одной скважине (скв.№ 656). Чистонефтяная зона выделена вокруг скважины 677 . Размеры залежи составляют 11 на 5 км, высота до 11 м. Нефтенасыщенный керн отобран по двум скважинам (677 и 657) и по двум скважинам (650 и 682) отобран водонасыщенный керн. При подсчете запасов приняты значения пористости 0,24 и нефтенасыщенности 0,51.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов Спорышевского месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии и в Центральной химической лаборатории НГДУ

“Холмогорнефть”.Вязкость нефти в поверхностных условиях на объекте ПК колеблется около 1,1 мПа*С, объёмный коэффициент нефти составляет 1,215 доли единиц, содержание серы в нефти колеблется от 0,72% в пласте ПК19 до 0,52% в пласте ПК20. Содержание парафина в нефти в пласте ПК19 - 2,43%, а в ПК20 - 6,52 %. Газовый фактор по объекту ПК составляет 42м3/ м3, по объектам БС и АС он имеет значение 45-53 м3/ м3 и 42 м3/ м3соответственно. Вязкость воды в пластовых условиях 0,5мПа*С. Плотность нефти в поверхностных условиях по объекту ПК - 0,887 т/м3, а в пластовых 0,730 т/м3, плотность воды около 1,02 т/м3., давление насыщения по объекту ПК колеблется от 12,1 МПа (ПК16) до 52 (ПК19).

Таблица № 2.3 Параметры нефтей

Пласт	Параметр
	Газовый фактор м3/т	Объемный коэффициент, доли ед.	Плотность нефти, кг/м3
ПК16	59	1.101	867
ПК19	49	1.093	863
ПК20	49	1.093	863
АС4	42	1.089	862
АС6	46	1.094	854
АС7	46	1.094	854
АС9	81	1.156	859
АС12	52	1.109	859
БС1	41	1.083	856
БС4	41	1.083	856
БС5	41	1.083	856
БС6	41	1.083	856
БС7	48	1.106	854
БС80	75	1.156	854
БС100	53	1.104	854
БС101	53	1.104	854
БС11	41	1.081	867

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Назначение и способы ППД

Метод заводнения заключается в искусственном нагнетании в пласт поды и целях вытеснения нефти и полдержания пластового давления.

Существуют различные методы заводнения, которые характеризуются определенным размещением нагнетательных скважин и соответствуют геолого-физическим особенностям залежей нефти.

Среди них подразделяют -- законтурный, приконтурный, внутриконтурный методы заводнения.

Законтурное заводнение -- нагнетательные скважины расположены за пределами нефтеносной части продуктивного пласта на некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности.

Как правило, законтурное заводнение может быть принято в качестве самостоятельного для залежей небольшой ширины при относительно однородном строении и высокой -проницаемости пластов или в сочетании с внутриконтурным заводнением при разработке крупных заложен.

Приконтурное заводнение -- нагнетательные скважины расположены в водонефтяной части площади, вдоль внешнего контура нефтеносности. Как правило, приконтурное заводнение рекомендуется при слабой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной самостоятельно при ширине залежи до 4--5 км в сочетании с внутриконтурным заводнением при разработке крупных залежей.

Вмутрикомтуриос наводнение -- нагнетательные скважины располагаются непосредственно на площади нефтеносности залежи.

Как правило, внутриконтурное заводнение рекомендуется при эксплуатации крупных залежей в сочетании с приконтурным заводнением.

В основном при разработке крупных залежей используется блоковая разновидность метода заводнения. При этом ряды нагнетательных скважин разрезают нефтяную залежь на блоки. Применяемая трехрядная система воздействия имеет вид чередования ряда нагнетательных скважин и трех рядов добывающих скважин.

Такая система применяется при благоприятных геолого-физических условиях залегания залежи. В качестве рабочего агента для закачки в пласт применяются три типа вод -- вода альб-сеноманского горизонта (добываемая при помощи водозаборных скважин), сточная вода (получаемая при первичном разделении нефти от попутной воды) и пресная (добываемая из открытых водоемов - рек, озер).

На основании проведенных анализов можно сделать некоторые выводы о совместимости той или иной воды, используемой для нужд ППД.

Хорошая совместимость сеноманской и сточной вод, плохо совместимы пресная и сеноманская воды в связи с наличием свободного кислорода в пресной воде, который способствует окислению содержащихся в сеномане компонентов, в результате чего образуются агрессивные среды (кислоты) и нерастворимые осадки.

На поздней стадии разработки месторождении с целью улучшения выработки неоднородного пласта за счет более полного использования капиллярных и гидродинамических сил применяется циклическое воздействие на пласт, которое включает в себя периодическое изменение объемов закачки рабочего агента в пласт во времени.

Применение системы ППД на месторождениях нефти и газа в начальной стадии эксплуатации позволяет рационально вести процесс разработки, достичь конечного коэффициента нефтеотдачи.

3.2 Требования, предъявляемые к закачиваемой воде

К числу основных требований, предъявляемых к нагнетаемой в пласт воде, относятся:

содержание газа -- О;

содержание нефтепродуктов до 60 мг/л;

содержание твердых частиц до 50 мг/л;

размер твердых частиц -- не более 0,2 мм.

Основные требования к качеству воды, используемой для закачки в нагнетательные скважины, на основании ОСТ 39-225-88 представлены в табл. 3.1

• Таблица 3.1 Основные требования к качеству воды, используемой для закачки в нагнетательные скважины

Проницаемость пласта, мкм2	Допустимое содержание, мг/л
	Мехпримеси	Нефть	Растворенный кислород
0.1-0.35	до 15	до 15	не более 0.5
более 0.35	до 40	до 40	не более 0.5

• 3.3 Особенности конструкций нагнетательных скважин
• В ОАО "Газпромнефть" применяются в основном следующие конструкции нагнетательных скважин: направление d-324 мм спускается на глубину 120 м, кондуктор d-245 мм на глубину 600-700 м, эксплуатационная колонна d-168 мм на глубину от 0 до 2900 м. Направление цементируется до устья, при смещении забоя до 800 м (глубины указаны по вертикали). При смещении забоя больше 800 м направление d-324 мм спускается на глубину 360 м, кондуктор d-245 мм на глубину 1200 м, эксплуатационная колонна d-168 мм на глубину от 0 до 2900 м.
• 3.4 Устьевое оборудование и обвязка водозаборных скважин
• На устье водозаборных скважин с кондуктором диаметром 426 мм устанавливается колонная головка 426 х 100 х 16, где 426 мм -- диаметр кондуктора, 100 мм -- диаметр выкидной линии, 16 кг/см2 -- рабочее давление.
• При использовании в водозаборных скважинах высоконапорных отечественных установок ЭЦН5А-400-1500 устанавливается арматура ОВС-168 (схемы арматур приводятся ниже).
• 1- устья водозаборных скважин с ОВС-324-100-16 или ОВС-1684
• 2- регулятор расхода ДР-65- 21-4Ф;
• 3- обратный клапан Ду-100, Ру-16;
• 4- задвижкиЗКЛ2-100х16;
• 5- водовод Ду-100 (труба 100 х 10);
• 6 - водовод Ду-250 (труба 273 х 18).
• Рисунок 3.1 Принципиальная схема обвязки водозаборных скважин
• 3.5 Подземное оборудование водозаборных скважин
• Погружные установки центробежных электронасосов типа УЭЦП и УЭЦПК предназначены для подачи поверхностных или пластовых вод на кустовые насосные станции при содержании в жидкости механических примесей не более 0,1 г/л и температурой не выше 60 °С.
• Установка состоит из погружного электродвигателя с насосом, кабеля, оборудования устья скважины, трансформатора и станции управления.
• Выпускаются установки по II группе надежности ОСТ 26-06-1204-82.
• Таблица №1Технические характеристики

Установка	Подача, куб. м/сут.	Напор, м	Число ступеней	Внутренний D колонны обсадных труб, мм	Плотность перекачиваемой жидкости, кг/куб, м	Температура, ?С
У2ЭЦШ4- 1000- 1200	1000	200	45	359	1000	25
УЭЦП 16-2000- 1400	2000	360	30	396	1000	40
ЭЦП К 16-3000- 1000	3000	930	16	396	1200	60
УЭЦПК16-3000-160	3000	160	3	396	1200	60
УЭЦПК16-2000-120	3000	120	5	396	1200	60
УЭЦВЮ-120-100	2800	100		250	1200	25
УЭЦВЮ-120-120	2800	120		250	1200	25
УЭЦВЮ-120-160	2800	160		250	1200	25
РК-83/10а(Плойгер)	2000	200		250	1300	40
РМ-102/8а(Плойгер)	3000	250		250	1300	45

• Погружные установки спускаются на HKTd = 102; 114 мм на глубину 300-- 400 м. Установка немецкой фирмы "Плойгер" PN-83/lOa аналогична отечественной установке УЭЦПК 16-2000-1400. Отличается тем, что установка PN-83 имеет резиновый силовой кабель, т. е. кабель не имеет брони.
• 3.6 Кустовые насосные станции (КНС)
• Основной задачей КНС является нагнетание воды в продуктивные нефтяные пласты для поддержания или создания необходимых пластовых давлений, установленных технологической схемой разработки месторождений. Насосные станции в зависимости от конструктивного исполнения подразделяются на блочные кустовые (БКНС), оборудование которых монтируют в специальных блок боксах на заводах-изготовителях, и кустовые (КНС), технологическое оборудование которых монтируют в капитальных сооружениях.
• Процесс монтажа БКНС сводится к выполнению следующих строительно-монтажных работ:
• прокладка инженерных коммуникаций;
• подготовка свайных оснований под блок боксы;
• монтаж блоков на подготовленные основания и стыковка их;
• монтаж щитов электроаппаратуры, приборов КИПиА;
• подключение к внешним коммуникациям;
• наладка и контрольные испытания.
• На площадке БКНС предусмотрена прокладка следующих трубопроводов:
• для перекачки волы поверхностных или подземных источником, очи
  щенных нефтепромысловых сточных вод;
• для охлаждения воды и масла системы охлаждения;
• для слива воды от системы охлаждения и разгрузки сальников;
• напорный трубопровод дренажной системы;
• сброс воды в амбар;
• низконапорные и высоконапорные водоводы в технологической схеме
  обвязки насосных агрегатов, узла сепарации газа.
• На монтажной площадке блоки стыкуются последовательно друг с другом, образуя при этом единое здание насосной станции, разделенное на 2 помещения - машинный зал и операторную. При использовании вод альб-сеноманского горизонта с содержанием попутного газа в воде до 1,0-- 1,5 м'/м3 при КНС (БКНС) строится узел сепарации газа с 2-4 емкостями (сепараторами) объемом по 50 м3, смонтированными на металлической эстакаде на высоте от 6 до 10 м от уровня земли. Сепараторы обвязываются для обеспечения параллельной работы.
• В последнее время для обеспечения двухступенчатой очистки вод альб-сеноманского горизонта от механических примесей 4 сепаратора обвязываются попарно для последовательной работы двух пар сепараторов.
• Пресная вода и очищенные нефтепромысловые сточные воды по отдельным низконапорным водоводам поступают на площадку КНС (БКНС) во всасывающий коллектор. Предпочтение отдается схеме подачи разных типов вод в отдельные КНС.
• Из всасывающего коллектора вода с помощью насосов ЦНС-180-1900 (1422) поступает в распределительный напорный коллектор и через БГ по высоконапорным водоводам направляется к нагнетательным скважинам. БКНС состоит из следующих блоков:
• насосный блок (количество от 1 до 4);
• блок низковольтной аппаратуры (количество I);
• блок высоковольтной аппаратуры (количество 1);
• блок напорной гребенки (количество 1 или 2);
• блок дренажных насосов (количество 1);
• блок распределительного устройства РУ (количество 1);
• резервуар сточных вод (количество 0 или 1).
• Насосный блок предназначен для подачи воды под давлением в напорную линию системы ППД. Используются многоступенчатые секционные центробежные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-300 с приводом от синхронных электродвигателей серии СТД со статическим возбуждением и от асинхронных электродвигателей серии АРМ.
• Насосный блок состоит из следующих элементов:
• центробежного насоса ЦНС-180 -1900 (1422);
• электродвигателя СТД -1600 (1250);
• масло установки насосного агрегата;
• поста местного управления насосным агрегатом с кнопкой аварийной остановки;
• трубопроводов технологической воды и подпора сальников; дренажных трубопроводов;
• короба и трубы электропроводов;
• запорно-регулирующей арматуры;
• осевого вентилятора с электроприводом.
• На приемной линии насоса установлены сетчатый фильтр и задвижка с ручным управлением типа ЗКЛ 2- 150-1б, на нагнетательной -обратный клапан и электроприводная задвижка.
• На манометровой колонке размещены приборы местного контроля за давлением и датчики температуры:
• воды на приеме основного насоса;
• воды на выкиде основного насоса;
• воды в системе разгрузки сальников;
• воды в маслоохладителе масло установки;
• масла в начале линии маслосистемы;
• масла в конце линии маслосистемы.
• Блок низковольтной аппаратуры предназначен для размещения электротехнического оборудования, приема и распределения электроэнергии напряжением 380/220 В, размещения средств КИПиА и аварийно-предупредительной сигнализации. Блок разделен на две секции -- контроля и управления насосной станцией и низковольтной аппаратурой.
• Блок напорной гребенки предназначен для распределения воды по напорным трубопроводам системы ППД, учета ее количества и регистрации давления. В БГ размещены распределительный коллектор и водоводы для распределения воды, коллектор разгрузки буферного давления и сброса воды, поступающей от скважин при прекращении закачки. Для замера закачиваемой воды водоводы оснащены приборами типа СВУ.
• Система смазки насосного агрегата обеспечивает смазывание и охлаждение подшипников скольжения насоса и приводного электродвигателя СТД. Система смазки насосных агрегатов -- индивидуальная.
• Масло установка состоит из рабочего насоса 1115-25-3,6/4 подачей 3,6 м '/ч с давлением нагнетания 0,4 rv l na, установленного на маслобаке с приводом от электродвигателя АОЛ2-31-4 масляного бака БМ-0,32 объемом 0,36 м3 маслоохладителя МХ-4 с поверхностью охлаждения 4 м2 и расходом охлаждающей воды 6 м3/час., двойного масляного фильтра ФДМ-32 с поверхностью фильтрации 0,13 м2, предохранительного клапана и запорной арматуры. Применяются также системы с воздушным охлаждением масла. Для смазывания подшипников используют масла турбинные Тп22 и ТЗО и индустриальные И20А, И25А, а для зубчатых муфт насосных агрегатов -- консистентную смазку (Литая М или ЦИ-ЛТИМ 221).
• КНС в капитальных сооружениях от БКНС отличается только тем, что вышеуказанное оборудование монтируется в здании каркасно-панельного исполнения и монтируется дополнительно кран-балка для выполнения погрузочно-разгрузочных работ при замене насосов ЦНС-180, электродвигателей типа СТД и другого оборудования.
• КНС состоит из трех помещений:
• Машинный зал, где монтируются основные насосные агрегаты, технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, напорная гребенка, дренажная система, система смазки насосных агрегатов, посты местного управления насосными агрегатами, короба и трубы электропроводов.
• Операторная, где монтируется низковольтная аппаратура контроля и управления насосной станцией (щиты ЩШ-ЗД и приборные щиты автоматического контроля, защиты и сигнализации насосных агрегатов).
• Помещение РУ-6КВ, где монтируется высоковольтная аппаратура напряжением до 6 кВт, щит станции управления (ЩСУ) и вспомогательное оборудование дежурного электрического отопления.
• На отдельных предприятиях ОАО "Газпромнефть" с 2002 года стали применять высоконапорные установки УЭЦН ОАО "АЛНАС" для поддержания пластового давления в начальной стадии разработки новых нефтяных месторождений (до ввода в эксплуатацию КНС) и на месторождениях (отдельных площадях), где суммарный объем закачки воды не превышает 2500 м3/сут., т.е. строительство КНС экономически нецелесообразно.
• Схема закачки в данном случае предусматривается как "скважина--скважина", то есть вода сеноманской скважины без предварительной подготовки посредством высоконапорных погружных насосов подается но системе водоводов в скважины системы ППД. Количество скважин, подключаемых на одну высоконапорную установку, определяется:
• - производительностью насоса;
• - приемистостью скважин.
• Преимуществами применения высоконапорных погружных насосов в системе ППД являются:
• Возможность закачки вод альб-сеноманского горизонта без сепарации от газа.
• Возможность поддерживать пластовое давление с начала разработки новых месторождений.
• 3.7 Блоки напорных гребенок (БГ и БРВ)
• Блок гребенки предназначен для распределения по нагнетательным скважинам воды, учета ее количества, регистрации давления. В БРВ также предусмотрено регулирование процесса закачки с помощью быстросменных штуцеров.
• В БГ размещены входной напорный коллектор и выходные распределительные линии к нагнетательным скважинам. На выходах напорного коллектора установлены задвижки. На распределительной линии устанавливаются датчики расхода жидкости ДРС счетчика СВУ и отборное устройство для замера давления. На линиях сброса установлены запорные вентили. Блок гребенок монтируется на строительной площадке, согласно проекту обустройства месторождения и согласно документации на БГ, перед пуском БГ в работу проводятся подготовительные работы, в ходе которых проверяется правильность монтажа, работоспособность приборов, исправность запорной арматуры. На напорных трубопроводах БГ, фланцевых соединениях трубопроводов должны быть установлены кожухи.
• По окончании подготовительных работ проводятся гидравлические испытания трубопроводов на герметичность до БГ и от БГ до нагнетательных скважин. При этом обращают внимание на герметичность разъемных и неразъемных соединений, по манометрам на КНС отслеживают падение давления. Давление при проведении испытания принимается равным 1,25 от рабочего. БГ работает круглосуточно без постоянного обслуживающего персонала. Для обслуживания БГ в процессе эксплуатации допускается специально обученный обслуживающий персонал, после ознакомления с правилами техники безопасности.
• В процессе работы технологическая вода от КНС или высоконапорной УЭЦН подается к напорному коллектору БГ, от которого через задвижки поступает в напорные трубопроводы, проходит через датчики счетчиков воды и распределяется по нагнетательным скважинам. Выходной числоимпульсовый сигнал датчика ДРС поступает по кабельной линии в преобразователь интегрирующий, который обеспечивает накопление информации об объемах протекающей жидкости и передачу их в систему телемеханики. Для стравливания давления и удаления рабочего агента при проведении ремонтных и иных работ, связанных с разбором соединений, предусмотрена линия сброса воды в дренажную емкость.
• Проведение каких-либо работ внутри БГ с оборудованием, находящимся под давлением, без предварительного сброса давления запрещено. При отрицательных температурах на неработающих БГ вода из коллектора должна быть также слита. При отклонении от нормальной работы составных частей БГ или выходе их из строя проводятся работы по устранению причин на месте, а при невозможности производится замена на исправную.
• 3.8 Классификация насосных станций системы ППД

Станции первого и второго подъемов. Станция первого подъема подает воду по трубопроводу диаметром 400мм на водо-насосную второго подъема или на водоочистную установку, а также непосредственно в магистральный водовод и далее к кустовым насосным станциям. Станция второго подъема необходима только в том случае, когда напор насосов станции первого подъема недостаточен для подачи воды ко всем пунктам системы водоснабжения под требуемым давлением. Если водоносные отложения залегают глубоко от поверхности земли (ниже 8м), водозаборные скважины оборудуют индивидуальными центробежными вертикальными насосами.