Разработка Спорышевского нефтяного месторождения

При индивидуальном водозаборе вода из скважин центробежными насосами подается в резервуары насосной станции второго подъема, которую располагают вблизи водозабора. В этом случае нет необходимости сооружать насосную станцию первого подъема.

Кустовые насосные станции. Кустовые насосные станции (КНС) предназначены для закачки очищенной воды в продуктивные пласты. Число КНС, их расположение на месторождении, а также мощность устанавливаемых в них агрегатов определяют на основе проекта разработки месторождения и технико-экономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь в водоводах при закачке воды в пласт, а также уменьшения возможности попадания в призабойную зону пласта взвешенных механических примесей в виде продуктов коррозии КНС размещают вблизи нагнетательных скважин.

В зависимости от числа скважин на этих станциях устанавливают от двух до восьми центробежных насосов с давлениями нагнетания от 4 до 20 МПа (один или два из них резервные). Каждая кустовая станция обслуживает 15--20 нагнетательных скважин.

Блочные насосные станции. Построенные на нефтяных промыслах КНС представляют собой капитальные сооружения, строительство которых в условиях рассредоточенности объектов на значительной территории и удаленности от баз снабжения и населенных пунктов приводит к удлинению сроков их ввода и удорожанию строительных работ.

В связи с увеличением давления закачки возникла необходимость в реконструкции большинства КНС и переносе их за контур нефтеносности. Все это потребовало новых технических решений и, в частности, создания блочных кустовых насосных станций (БКНС). В зависимости от числа установленных насосных агрегатов БКНС могут обеспечивать подачу воды 3600, 7200, 10800 м3/сут.

В состав БКНС входят следующие технологические объекты: насосная, состоящая из насосных и аппаратурных блоков; камера переключения из одного или двух блоков напорного коллектора (гребенки); распределительное устройство РУ-6. БКНС обогреваются за счет тепла, выделяемого электродвигателями насосных агрегатов и электрическими печами. Насосное и вспомогательное оборудование размещено на блоках вагонов, которые стыкуют между собой, образуя единое помещение.

Принцип действия БКНС следующий. Из магистрального водовода 1 вода поступает в приемный коллектор 2, откуда попадает в центробежные насосы 4, приводимые в движение электродвигателями 5. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки 3, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель 7, где давление доходит до 9,5--19 МПа. Из этого коллектора через задвижки 8 и 9 и расходомеры 6 вода направляется в нагнетательные скважины.

На случай вынужденного прекращения подачи воды из магистральных водоводов в системе БКНС предусмотрены металлические резервуары вместимостью 400 м3, обеспечивающие работу насосных агрегатов в течение 2ч. Поскольку в схеме автоматизации БКНС предусмотрена гидравлическая защита насосов при понижении давления ниже допустимого (0,2--0,3 МПа), для устойчивой работы насосных агрегатов с забором воды из резервуаров на их приемных линиях устанавливают дополнительные подпорные насосы.

В схеме БКНС предусмотрена возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от закупоривающего материала. Для этого задвижки 9 закрывают, грязную воду отводят в пруды-испарители через коллектор 10.

Современные КНС полностью автоматизированы и работают без обслуживающего персонала.

Насосные агрегаты, применяемые на насосных станциях. В табл. VIII.2 приведены технические данные насосов, применяемых на КНС. Насосы первых четырех марок были установлены на КНС старых месторождений, они продолжают еще эксплуатироваться.

На новых промыслах для закачки воды в пласт БКНС нормального ряда оборудуются центробежными насосами типа ЦНС и электродвигателями марки СТД с потребляемыми мощностями от 750 до 1530 кВт.

Наиболее распространен шестнадцати ступенчатый центробежный насос типа ЦНС-180Х1900 с приводом от синхронного электродвигателя. Секции его изготовлены из нержавеющей стали, крышки--из углеродистой, направляющие аппараты и рабочие колеса -- из литой стали. Рабочие колеса уплотнены сменными бронзовыми кольцами. Подшипники скольжения применяют с принудительной смазкой.

Насос ЦНС-180Х1900 при подаче 100 м3/ч может развивать давление до 25 МПа. Срок его службы колеблется в пределах 2500--3000 ч. Межремонтный период насосов этого типа по сравнению с насосами типа 5МС-7Х 10 в 2--3 раза больше.

3.9 Оценка технологии ППД на Спорышевском нефтяном месторождении

1.Пласты не нуждающиеся в ППД: БС-1-2, БС-3, БС-4, БС-8, БС-10-1, АС-9, АС-12.

2. Пласт АС-4.

Текущие отборы 71 скв. 6082 м3/сут. 596т/сут.

Планируемый ввод: 3 горизонтальные скв. Ожидаемый дебит 400 м3/сут

Ожидаемые отборы 74 скв. 6482 м3/сут

Текущая закачка 12 скв. 3935 м3/сут

Текущая компенсация 65 %

3.Пласт БС-7

Текущие отборы 9 скв. 917 м3/сут. 61т/сут.

Впластовых условиях

Закачка отсутствует

Ожидаемая закачка

Довести накопленную компенсацию до 100%

4.Пласт АС-6

Текущие отборы 59 скв. 7489 м3/сут. 552 т/сут.

Планируемый ввод: 1 боковой ствол. Ожидаемый дебит 150 м3/сут

Ожидаемые отборы 60 скв. 7700м3/сут

В пластовых условиях

Текущая закачка 11 скв. 5393 м3/сут

Текущая компенсация 72 %

Ожидаемая закачка 1 скв.(12 скв) 1000 м3/сут.

Довести накопленную компенсацию до 100%

5.Пласт БС-10-0

Текущие отборы 74 скв. 7426 м3/сут. 1107т/сут.

Текущая закачка 56 скв. 12113 м3/сут

Текущая компенсация 160 %

Доформирование сетки нагнетательных скважин

6.Пласт ПК-19

Текущие отборы 94 скв. 13233 м3/сут. 1457т/сут.

Текущая закачка 18 скв. 8985 м3/сут

Текущая компенсация 68 %

7.Пласт БС-6

Текущие отборы 9 скв. 4017 м3/сут. 139 т/сут.

Текущая закачка 1 скв. 370 м3/сут

Текущая компенсация 9 %

Технологическая схема Спорышевского месторождения (протокол № 2346 от 04.03.1999 г.) предусматривала:

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.

Такое пересекающееся расположение нагнетательных рядов является ошибочным, так как по причине низкого качества строительства скважин, возможные перетоки из нагнетательных скважин, проходящие через зоны стягивания, приведут к преждевременному обводнению скважин и расформированию зоны стягивания, невозможности использования скважин, выполнивших свое назначение на других объектах.

До 1998 г. месторождение разрабатывалось на естественном режиме. Начиная с 1998 года, приступили к формированию системы заводнения. В течение 1998 - 2012 гг. под закачку переведено 92 скважин, из них 89 - действующих и три - в бездействии.

Объем закачки в 2012 г. по месторождению составляет 12200 тыс.м3, текущая компенсация увеличилась на 8 % по сравнению с 2011 г. и равна 55,1 %, благодаря этому восстанавливаем пластовое давление.

Фактически на Спорышевском месторождении произошло разукрупнение объектов, и все пласты стали объектами разработки.

На каждом пласте формируется своя система заводнения. Это наиболее рациональный и оптимальный подход для многопластового месторождения.

На объект ПК19 и БС100 формируется трехрядная система заводнения, на объекты АС6, БС6, БС8 и БС11 формируется приконтурное заводнение, объекты ПК16, ПК20, АС4 и АС12 эксплуатируются на естественном режиме.

По объекту ПК закачка проводится на 2 пласта ПК16 и ПК19 и составляет 9228 тыс.м3 или 27 % от общего объема, соотношение действующих добывающих и действующих нагнетательных скважин равно 105 : 19, коэффициенты компенсации по данным ТПДН составили: текущий - 35 % для ПК16, и для ПК19 - 66%. Идет формирование трехрядной системы заводнения для ПК19 и для ПК16 - очаговое.

Пластовое давление в зоне отбора очень низкое и составляет 163 атм., в зоне закачки давление составляет 169 атм., средневзвешенное по пласту - 163 атм. Динамика пластовых давлений по пласту ПК19 приведена на рис. 5.2.

По пластам ПК16 и ПК20 закачка не проводится. Средневзвешенное давление по пласту ПК20 составляет 186 атм., что практически на уровне начального (188 атм.). Данные по начальному пластовому давлению пласта ПК16 отсутствуют, средневзвешенное давление на 01.01.2003 г. - 171 атм.

Рис. 3.2. Динамика пластовых давлений по пласту ПК19 Спорышевского месторождения

Так как залежи пластов ПК являются мощными, водоплавающими, то активно работает законтурная зона. Разработка малых залежей (ПК20) ведется на естественном режиме. По пласту ПК19 формируется трехрядная система заводнения. Однако проводить интенсификацию закачки воды в пласт ПК19 нет необходимости.

По объекту АС закачка проводится на 2 пласта АС4 и АС6 и составляет 9328 м3 или 27 % от общего объема, соотношение действующих добывающих и действующих нагнетательных скважин равно 130 : 23, коэффициенты компенсации по данным ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» составили: текущий - 63%(АС4)и 71%(АС6). Формируется приконтурная система заводнения.

Пластовое давление в зоне отбора близко к начальному и составляет 185 атм., в зоне закачки давление составляет 195 атм., средневзвешенное по пласту - 185 атм. Динамика пластовых давлений по пласту АС4 АС6 представлена на рис. 3.3 Хотя динамика пластового давления снижающаяся, интенсифицировать закачку нет необходимости.

По пласту АС12 закачка не проводится. Средневзвешенное давление по пласту АС12 ниже первоначального на 8 атм.

Рис. 3.4Динамика пластовых давлений по пласту АС6 и АС4 Спорышевского месторождения

По объекту БС из восьми работающих пластов в четырех (БС6, БС80, БС100, БС11) проводится поддержание пластового давления. В 2008г. объем проведенной закачки составляет 34833 тыс.м3 (51,0 % от общего объема), текущая компенсация составляет 45 %. Закачка воды с начала разработки проведена в объеме 395 тыс.м3, накопленная компенсация по объекту равна 58,1 %. Закачка в пласты БС6, БС80 начата в 2002 году.

По пласту БС6 в 2008 г. закачано 163 тыс.м3 воды, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин равно 9 : 1, коэффициенты компенсации составили: текущий - 9 %, накопленный - 11 %. Формируется приконтурная система заводнения.

Пластовое давление в зоне отбора ниже начального (229 атм.) на 19 атм. и составляет 210 атм., в зоне закачки давление превышает начальное на 25 атм. и составляет 255 атм., средневзвешенное по пласту - 212 атм.

По пласту БС8 в 2008 г. закачано 0 тыс.м3 воды, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин равно 7 : 0, коэффициенты компенсации составили: текущий - 0 %, накопленный - 0,4%. Залежь небольшая водоплавающая, по ней формируется приконтурная система заводнения.

Пластовое давление в зоне отбора ниже начального (244 атм.) на 13 атм. и составляет 231 атм., средневзвешенное по пласту - 231 атм.

По пласту БС100 в 2008 г. закачано 4056 тыс.м3 рабочего агента, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин равно 74 : 56, коэффициенты компенсации составили: текущий - 158 %, накопленный - 135 %. Формируется трехрядная система заводнения.

Пластовое давление в зоне отбора ниже начального (245 атм.) на 28 атм. и составляет 227 атм., в зоне закачки давление превышает начальное на 14 атм. и составляет 259 атм., средневзвешенное по пласту - 231 атм. Динамика пластовых давлений по пласту БС100 представлена на рис. 5.4. Отмечается тенденция снижения пластового давления. Необходимо продолжить формирование системы заводнения.

Рис. 3.5 Динамика пластовых давлений по пласту БС10-0 Спорышевского месторождения

По пласту БС11 в 2012 г. закачано 1191 тыс.м3 рабочего агента, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин равно 15 : 4, коэффициенты компенсации составили: текущий - 49 %, накопленный - 40 %. Формируется приконтурная система заводнения.

Пластовое давление в зоне отбора ниже начального (257 атм.) на 11 атм. и составляет 246 атм., в зоне закачки давление соответствует начальному и составляет 257 атм., средневзвешенное по пласту - 246 атм. Динамика пластовых давлений по пласту БС11 представлена на рис. 5.5. Отмечается тенденция снижения пластового давления. Необходимо продолжить формирование системы заводнения.

3.10 Назначение насоса ЦНС 180-1900

В нагнетательные скважины для поддержания пластового давления закачивают воду центробежными насосными агрегатами на базе насосов ЦНС - 180 и ЦНС - 500.

Конструкция насоса ЦНС - 180 разработана с учетом создания на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от 10,5 до 19,0 Мпа.

Насос ЦНС - 180 центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусный с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми - передним и задним - уплотнениями комбинированного типа (щелевое уплотнение и уплотнение сальниковой набивкой). Щелевое уплотнение предназначено для разгрузки сальника с отводом воды в безнапорную емкость при работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до 3,0 Мпа. Если давление во входном патрубке меньше 0,1 Мпа, предусматривается подача воды на концевые уплотнения для устранения подсоса воздуха в полость подвода через сальники, а также для охлаждения сальника.

Корпус насоса состоит из набора секций, входной и напорной крышек и концевых уплотнений. Базовыми деталями насоса являются крышки входная и напорная с лапами, расположенными в плоскости, параллельной горизонтальной оси насоса. Насос на плите фиксируют двумя цилиндрическими штифтами, устанавливаемыми в лапах входной крышки. Входной патрубок расположен горизонтально, напорный - вертикально.

Напорная крышка отлита из качественной углеродистой стали марки 25Л, крышка входная из чугуна марки СЧ 21-40, корпуса секций выполнены из поковок хромистой стали марки 20X13. В секции по напряженной посадке установлены цельнолитые из хромистой стали 20X13 направляющие аппараты, которые застопорены штифтами от проворачивания.

Стыки секций загерметизированы уплотняющими поясками. Для дополнительного уплотнения в стыках установлены резиновые кольца. Секции стягиваются с входной и напорной крышками восемью шпильками М76*4.

Ротор насоса состоит из рабочих колес, посаженных на вал по скользящей посадке, загрузочного диска, защитных втулок и других деталей. Рабочие колеса отлиты из хромистой стали 20X13Л, разгрузочный диск и защитные втулки выполнены из стали 20X13, вал - поковки легированной стали 40ХФА.

Во избежание перетока воды по валу стыки рабочих колес притираются до плотного металлического контакта. Уплотнения рабочих колес щелевого типа.

Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой. Вкладыши подшипников - стальные, залитые баббитом, имеют цилиндрическую посадку в корпусе подшипника. В корпусе подшипника имеется отверстие для подвода в него масла и установки датчика температуры, для слива масла внизу предусмотрено отверстие. На заднем подшипнике смонтирован визуальный указатель осевого положения ротора. На период выбега при отключении электроэнергии предусмотрена смазка подшипников.

Насос с электродвигателем соединяется с помощью зубчатой муфты. Ее обойма закрыта кожухом.

Для смазки и охлаждения подшипников насосов и электродвигателей мощностью более 1000 кВт, а также зубчатой муфты каждый насосный агрегат комплектуется маслосистемой, в состав которой входят: устанавливаемый на маслобаке рабочий насос Ш5-25-3,6/4 с подачей 3,6 м3/ч, давлением нагнетания 0,4 МПа с приводом от электродвигателя АОЛ2-31-4; маслобак БМ-0,32 с полезным объемом 0,32 м3 (полный объем 0,36 м3); маслоохладитель МХ-4 с поверхностью охлаждения 4 м2; маслофильтр двойной ФДМ-32 с поверхностью фильтрации 0,13 м2 и пропускной способностью 7,4 м3/ч; предохранительный клапан и запорная арматура.

Центробежный насос ЦНС 180-1900 предназначен для закачивания в пласт воды с температурой до 40?С имеющий водородный показатель рН-7-8.5, плотностью 1000-1200 кг/м, массовой долей механических примесей не более 0.1 %, размерами частиц не более 0.1 мм, микротвердостью не более 1.47 ГПа, а также для перекачивания химически активных (сточных и пластовых вод) сред.

Таблица 5.1. Технические характеристики насоса ЦНС 180-1900

Шифр насоса ЦНС означает: буквы: Ц - центробежный, Н - насос, С - секционный; первые три цифры после букв - подачу в м/ч, последние - напор в м.

нефтяной месторождение пластовый скважина

Рисунок 5.5. Общий вид насоса ЦНС

Конструктивно центробежные секционные насосы ЦНС (рис. 5.5.) состоят из корпуса и ротора.

Корпусные детали насоса: крышки входная 19 и нагнетания 12; корпуса направляющих аппаратов 13, 31; направляющие аппараты 14; передний 28 и задний 1 кронштейны. Подвод жидкости к рабочему колесу первой ступени 40 с уплотнительным кольцом 39 осуществляется через входной патрубок, направленный под углом 90? к оси насоса и располагаемый в горизонтальной плоскости. Напорный патрубок в крышке нагнетания направлен вертикально вверх.

Корпуса направляющих аппаратов, направляющие аппараты, входная крышка и крышка нагнетания крепятся с помощью стяжных болтов 18 с шайбами 21 и 22.

Стыки корпусов направляющих аппаратов уплотнены круглым резиновым шнуром 29.

Корпус направляющего аппарата 13 с уплотнительным кольцом 15, направляющий аппарат 14 с уплотнительным кольцом 16 совместно с рабочим колесом 17 составляет секцию насоса.

Ротор насоса представляет собой вал 2, на котором на шпоночных соединениях смонтированы рабочие колеса 17, 30 и 40, кольцо 25, защитная втулка вала 24, дистанционная втулка 11, регулировочные кольца 9, разгрузочный диск 7. Осевое перемещение деталей, смонтированных на валу, устраняют с помощью гайки ротора 4. В местах выхода вала из ротора установлены сальниковые уплотнения 6 со втулкой 3, прижимающей набивку.

Для предупреждения подсасывания воздуха через сальник на стороне входной крышки предусмотрен гидравлический затвор, при этом жидкость под давлением, равным давлению после первой ступени, прохдит через отверстие во входной крышке к втулке гидрозатвора 23,в которой имеется отверстие для подвода жидкости к защитной втулке вала 24. Проходя по защитной втулке вала через сальниковую набивку, перекачиваемая жидкость не только предупреждает попадание воздуха в насос, но и охлаждает сальниковое уплотнение.

Опоры вала - подшипники качения, устанавливаются в переднем и заднем кронштейнах на скользящей посадке, позволяющие ротору перемещаться в осевом направлении на величину разбега ротора. В заднем кронштейне 1, закрываемом с торцов крышками 34 и 38, подшипник установленный на втулке 32, удерживается от перемещения гайкой 37.

Отверстия под подшипники в кронштейнах закрыты крышками. Места выхода вала из кронштейнов герметизируется резиновыми манжетами 35. Отбойные кольца 33 устраняют попадание воды в подшипниковые камеры.

Уравновешивание возникающего при работе насоса осевого усилия осуществляется с помощью разгрузочного устройства, состоящего из диска 7, кольца 8, разгрузочной 10 и дистанционной 11 втулок.

Секционные насосы, вследствие одинаковой конструкции секций (ступеней) насоса, позволяют при одной и той же подаче путем набора секций получать заданные напоры. При этом насосы конструктивно различаются только длиной вала, длиной стяжных шпилек, обводной трубки и числом (ступеней) секций.

Насос с электродвигателем соединен с помощью упругой муфты 26.

В комплект поставки насосов ЦНС входят насос, электродвигатель, соединительная муфта, фундаментальная плита.

3.11 Устройство и принцип действия используемого оборудования

Устройство и принцип действия гидроциклона

Перед попаданием сточных вод в центробежный насос ЦНС 180-1900, требуется тонкая очистка, которая осуществляется гидромеханическим способом с помощью конического гидроциклона.

1- гидроциклон; 2- конус; 3- шламовая насадка; 4- питающая насадка; 5- патрубок.

Рисунок 5.6 Схема гидроциклона

В гидроциклон 1 сточная вода попадает под давлением по питающей насадке 4. Благодаря тангенсальному расположению питающей насадки и высокоскоростному истечению сточная вода интенсивно вращается относительно оси гидроциклона. Наиболее крупные и тяжелые частицы, содержащиеся в сточной воде отбрасываются центробежными силами во внешний поток жидкости, образующейся в пристенной зоне конуса 2. Опускаясь по винтообразной траектории до вершины конуса 2, частицы удаляются через шламовую насадку 3 в находящийся под гидроциклоном шламосборник.

Мелкие частицы, обладающие недостаточной для преодоления сопротивления среды центробежной силой, оказывается во внутреннем восходящем потоке, создаваемом в результате образования вдоль оси гидроциклона воздушно-жидкостного столба пониженного давления. Восходящий поток очищенной сточной воды направляется к сливному насадку и по патрубку 5 поступает в центробежный насос ЦНС 180-1900.

3.12 Устройство и принцип действия насоса ЦНС 180-1900

Принцип действия насоса заключается в преобразовании получаемой от привода динамической энергии в потенциальную энергию давления, кинетическую энергию потока перекачиваемой жидкости за счет взаимодействия с жидкостью рабочих колес ротора и направляющих аппаратов статора насоса.

Конструкция насоса типа ЦНС-180 разработана с учетом создания на одной корпусной базе (корпусные детали, рабочие колеса и пр.) насосов с напорами 1900, 1422 и 1056 метров путем изменения количества ступеней.

Насос типа ЦНС-180 - центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусной с односторонним расположением колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми уплотнениями ком6инированного типа - щелевое уплотнение и уплотнение с мягкой сальниковой набивкой или торцовое уплотнение. Корпус насоса состоит из набора секций, крышек входной и напорной, концевых уплотнении.

Базовыми деталями насоса являются крышки входная и напорная с лапами, расположенными в плоскости, параллельной горизонтальной оси насоса. Входной патрубок - горизонтальный. Напорный патрубок - направлен вертикально вверх.

Герметичность стыков секций обеспечивается металлическим контактом уплотняющих поясков секций. В качестве дополнительного уплотнения в этих стыках установлены резиновые уплотнительные кольца. Секции центрируются на заточках и стягиваются с крышками входной и напорной шпильками. В секциях по напряженной посадке посажены направляющие аппараты. От проворота направляющие аппараты стопорятся в секциях штифтами.

Ротор насоса состоит из рабочих колес, насажанных на вал по скользящей посадке, диска разгрузочного, защитных втулок и других деталей, собираемых на валу.

Во избежание перетока воды по валу имеется плотный металлический контакт в стыках рабочих колес. Уплотнения рабочих колес - щелевого типа.

Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой.

Вкладыши - стальные, залитые баббитом, имеют цилиндрическую посадку в корпусе подшипника.

Для предотвращения обводнения масла предусмотрены водомаслоотражатели на валу и уплотнительные кольца в корпусах подшипников. Корпус подшипника имеет отверстия для подвода масла в подшипник и установки датчика температуры, снизу - отверстия для слива масла. Для того, чтобы выставить ротор в корпусе насоса, во фланцах корпусов концевых уплотнения предусмотрены три регулировочных винта. После центровки ротора корпус подшипников штифтуются. На период выбега ротора в подшипниках предусмотрено смазочное кольцо. На заднем подшипнике смонтирован визуальный указатель осевого сдвига ротора.

Переднее и заднее уплотнения представляют собой щелевые уплотнения и уплотнения с мягкой сальниковой набивкой марки АГ-12х12, ГОСТ 5151-77. Щелевое уплотнение предназначено для разгрузки сальника с отводом воды в безнапорную емкость. В качестве концевых уплотнений ротора насоса применены самоустанавливающиеся сальниковые уплотнения. Их особенность заключается в том, что пакет набивки установлен в гильзе и обжат с обеих сторон кольцами. Вместе с кольцами и гильзой пакет набивки при ее обжатии выставляется соосно валу, чем предотвращает износ уплотнителя.

При сборке самоустанавливающегося сальникового уплотнения следует обращать внимание на следующее:

- наружное кольцо, которое прижимается поршнем к набивке, должно гарантированно входить в расточку гильзы во избежание касания его о втулку вала и задира;

- необходимо обеспечивать гарантированное размещение резинового уплотнительного кольца в канавке наружного кольца;

- поджимающие гайки при сборке затягиваются от руки, а после пробного пуска агрегата, при необходимости проводится дополнительная их подтяжка для уменьшения утечек через уплотнение и нагрева узла.

Демонтаж сальниковых уплотнений удобно осуществлять гидровыпрессовкой, для чего при снятых буксах производится кратковременный пуск-останов агрегата, отработавшая набивка извлекается из гильзы, на ее место устанавливаются новые опрессованные кольца, после чего весь пакет с гильзой и кольцами подается в камеру. Сальниковое уплотнение после приработки насоса может быть заменено торцовым уплотнением.

Насос с электродвигателем соединяется с помощью зубчатой муфты с консистентной сказкой или упругой пластинчатой муфты без смазки.

3.13 Общая характеристика объекта КНС-1 и узла сепарации

Генеральным проектировщиком узла сепарации и КНС-1 Спорышевского месторождения является институт «Гипритюменнефтегаз».

В целях интенсификации добычи нефти и газа проектом разработки Спорышевского месторождения предусмотрена система заводнения.

Узел сепарации расположен на площадке КНС-1 и предназначен для сепарации сеноманской воды и подачи ее на насосы кустовой насосной станции.

Вода для закачки в пласт поступает на прием насосов КНС-1 с установки предварительного сброса воды Спорышевского месторождения. Насосами ЦНС-180-1670 и ЦНС-180-1900 вода по высоконапорным водоводам поступает на нагнетательные скважины.

В состав комплекса входят:

1.Площадка сепарации воды, на которой расположены:

- наклонные сепараторы УСТН-1М - 2шт.

- буферные емкости V = 200м3 - 2шт.

- система опорожнения аппаратов и технологических трубопроводов с подземными емкостями V = 40м3 - 4шт.

2. Кустовая насосная станция, в состав которой входит:

1) электронасосные агрегаты типа ЦНС-180-1670 - 4шт., ЦНС-180-1900 - 6шт.

2) насосы ЦНСН 60-198 - 2шт.

3) дренажные насосы ДН-1,2,3,4 - 4шт.

4) насосы К20/30 - 4шт. - демонтированы

5) закрытое распределительное устройство

6) КТП

7) блок автоматики

8) блок распределительных гребенок (БГ).

3. Система технологических трубопроводов.

Насосные агрегаты располагаются в блочных помещениях, имеющих электроосвещение, отопление.

3.14 Характеристика продукции

Рабочим агентом КНС-1 и КНС-3 является подтоварная вода с УПСВГ Спорышевского месторождения.

Физико-химические свойства подтоварной воды - в таблице 5.2.

Допускается содержание механических примесей в воде не более 0,1% по весу и твердых частиц размером не более 0,1мм.

Таблица 5.2 Физико-химические свойства подтоварной воды

3.15 Описание технологического процесса

Комплекс работает взаимосвязано с узлом сепарации воды и КНС-1, КНС-3 Спорышевского месторождения.

Сепарация воды производится в двух параллельно работающих установках УСТН-1-М (С-1,2) и буферных емкостях (Б-1,2).

Вода с растворенным в ней газом поступает в нижнюю часть установки. За счет увеличения объема и снижения давления в аппарате происходит выделение из воды растворенного газа. Выделившийся газ поднимается в верхнюю часть установки и затем по перепускному трубопроводу поступает в буферную емкость. Вода по двум трубопроводам опускается вниз и перетекает в вертикальную буферную емкость (задвижки №49,50). Поступление воды в емкость производится через патрубок, расположенный на отметке 9,8 м от основания. В буферной емкости происходит полное освобождение воды от газа. Газ собирается в верхней части емкости и через свечу рассеивания стравливается в атмосферу. Вода через патрубок, расположенный на отметке 3,0 м, поступает в приемный коллектор насосов КНС (задвижки №51,52,54,55).

При достижении уровня воды в буферных емкостях Б-1,2 равном 13-14 м запускается один насос, при снижении уровня дополнительно запускаются в работу водозаборные скважины. При восстановлении уровня до 14 м запускается второй насос. Регулирование работы насосных агрегатов Н-1,2,3,4 производится автоматически. Давление воды на входе в установку контролируется с помощью датчика избыточного давления «Метран-43» (PIR). Давление столба жидкости в буферных емкостях контролируется с помощью прибора «Сапфир ДН» (PIRA). Контроль уровня жидкости в буферной емкости осуществляется уровнемером ГАМА ДУУ2 и контролером «ГАММА-6М» (LIR)сигнализация верхнего и нижнего уровня приборами СУР-2М, ДПУ-2М.0,5, ПВС-2 (Lahl).

Для опорожнения трубопроводов и аппаратов от жидкости предусмотрена система опорожнения. Дренаж производится в дренажные емкости ДЕ-1,2,3,4. Емкости оборудованы датчиком уровня РОС-101-011 (контур LSA) и насосами откачки.

Кустовая насосная станция имеет второй источник водоснабжения.

Подтоварная вода с установки предварительного сброса воды УПСВГ Спорышевского месторождения по трубопроводу d=400мм поступает в приемный коллектор КНС-1, КНС-3 и далее на прием насосных агрегатов Н-5,6,7,8. Давление воды в трубопроводе на входе в КНС замеряется техническим манометром (поз.PIR). Давление в системе приемного коллектора замеряется показывающими электроконтактными манометрами ДМ2005Сг, установленными на всасывающих линиях каждого насосного агрегата (поз.PISA).

На входе каждого насосного агрегата установлен сетчатый фильтр. Выкидная линия насоса выполнена из трубы d=114мм., на которой установлены: счетчик воды СВУ-200 (контур FQI), обратный клапан КОБЭ-100/160 (или КОБЭ-100/210), задвижки с электроприводом.

Система автоматики насосных агрегатов обеспечивает также автоматическую защиту по давлению во всасывающей и напорной линиях насоса (контур PISA).

В помещении насосной станции осуществляется контроль загазованности сигнализаторами СТМ-10 (контур QISA). В случае повышения концентрации горючих паров до 10% НКПРП автоматически включается вытяжной вентилятор, машинисту подается сообщение о загазованности блока, с наружной стороны насосной включается световая и звуковая сигнализация.

При достижении содержания газа 40% НКПРП отключаются насосы.

В насосном блоке также установлена пожарная сигнализация (контур NHSA).

С насосных агрегатов (Н-1,2,3,4) через электроприводные задвижки №№ 13, 14, 15, 16 рабочий агент поступает в напорный коллектор (Д=219мм.), далее - на высоконапорную гребенку. Блок высоконапорной гребенки оборудован системой задвижек Ду-100/160, через которые рабочий агент распределяется по высоконапорным водоводам, идущим на нагнетательные скважины.

С насосных агрегатов (Н-5,6,7,8) через электроприводные задвижки №№ 73, 74, 76, 77 подтоварная вода поступает в напорный коллектор (Д=273мм.) и далее на блок распределительных гребенок.

Схемой автоматизации предусмотрен контроль за температурой подшипников насосных агрегатов, давлением воды на входе и выходе, давлением подачи масла на подшипники.

Контроль за температурой подшипников насосов ведется термометром сопротивления ТСМ-1193 (контур TIRSA). При превышении температуры 70єС в любой из контролируемых точек, насосный агрегат останавливается и срабатывает сигнализация.

Смазка подшипников насосов и электродвигателей принудительная. Маслосистема включает в себя: маслобак, насос Ш 5-25-3,6/4, обратный клапан, систему вентилей и маслопроводов, холодильник МХ-4, аварийный маслобак.

Масло из основного бака закачивается в систему трубопроводов маслонасосом, проходит через обратный клапан, двойной маслофильтр ФДМ-32 и идет в холодильник. В холодильнике происходит охлаждение масла водой. Затем масло поступает на подшипники насоса и двигателя. С подшипников масло через сливные трубки и маслопровод поступает обратно в маслобак.

Для регулировки поступления масла в подшипники перед каждым подшипником ставится дроссель, размер которого определяется опытным путем. Нормальным давлением в конце масляной линии считается от 0,8 до 1,5 кг/см2, которое замеряется ЭКМ (поз. PI). В случае остановки маслонасоса масло в подшипники поступает с резервуарного маслобака. Масла с аварийного бака достаточно для работы насосного агрегата в течение 4-5 минут.

3.15 Воздействие на призабойную зону изливом жидкости

Для очистки призабойной зоны нагнетательной скважины от закупоривающего материала, внесенного с закачиваемой водой, применяют длительный самоизлив, многократный кратковременный излив и метод переменных давлений.

Кратковременный излив. В начальный момент излива продукции скважины дебит ее будет высоким, так как забойное давление резко снизится. Поэтому за счет высоких скоростей движения жидкости призабойная зона интенсивно очищается от закупоренного материала. Затем в пласте происходит процесс перераспределения давления. При этом во много раз уменьшится градиент давления, что приведет к уменьшению скорости движения жидкости к забою и, следовательно, к снижению ее очищающей способности. Кроме того, снизится избыточное давление в призабойной зоне, в результате чего открытые трещины смыкаются. Находящийся в них закупоривающий материал защемляется и при установившихся незначительных перепадах давления и низких скоростях движения жидкости не будет выноситься к забою скважины.

С целью уменьшения количества выбрасываемой воды из пласта, сокращения времени и улучшения очистки пор и трещин призабойной зоны разработан способ дренажа призабойной зоны нагнетательных скважин путем кратковременных изливов жидкости.

По этому способу скважину несколько раз после прекращения закачки для восстановления забойного давления включают на излив жидкостью на 10--12 мин и отключают на 6--7 мин. Практика показывает, что за время остановки забойное давление восстанавливается на 80--90% от первоначального. При повторном ее включении за счет энергии упругого запаса жидкости и пород пласта вода из призабойной зоны выбрасывается с огромной скоростью. Поэтому в начале каждого цикла поверхность фильтрации призабойной зоны пласта интенсивно очищается от загрязняющего материала.

При восстановлении забойного давления за счет упругой деформации жидкости и пород пласта раскрываются трещины в призабойной зоне.

После шести-семи циклов скважину в течение 30--60 мин эксплуатируют для выброса из ствола загрязненной воды. Одновременно промывается и водовод. Все операции по обработке одной скважины осуществляются за 2--4 ч, после чего их снова используют под закачку. В процессе дренажа призабойной зоны по описанному способу наблюдается вынос большого количества продуктов коррозии, в основном в виде гидроокиси железа. Резкое увеличение приемистости достигается на скважинах, призабойные зоны которых представлены высокопроницаемыми породами, имеющими развитую сеть трещин, раскрывающихся или смыкающихся в зависимости от изменения забойного давления.

Недостаток способа заключается в том, что перепад давления на забое со временем снижается за счет перераспределения околоскважинного давления по пласту. В связи с этим постепенно снижается степень раскрытия трещин в призабойной зоне пласта, следовательно, и скорость выходящей жидкости из пласта в скважину. Это приводит к уменьшению эффективности очистки поверхностей фильтрации пласта.

С целью предупреждения полного смыкания трещин при кратковременных изливах поддерживается повышенное давление на забое по сравнению с гидростатическим. Это достигается открытием выкидной задвижки на арматуре нагнетательной скважины или дренажной гребенки на КНС.

Метод переменных давлений (МПД) широко применяют при освоении нагнетательных скважин. Сущность его заключается в том, что в призабойную зону пласта через насосно-компрессорные трубы в течение короткого времени периодически закачивают жидкость до достижения допустимо высокого давления нагнетания, которое затем резко уменьшают открытием задвижки. Во время закачки жидкости в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся трещины или образуются новые, а при уменьшении давления жидкость поступает к забою с большой скоростью.

МПД дает хороший эффект в условиях высокопрочных пород и значительных пластовых давлений. При этом рыхлые неустойчивые породы разрушаются, в результате чего на забое образуются пробки. В некоторых случаях на выкидной линии устанавливают калиброванные чугунные диафрагмы, рассчитанные на определенное давление. С повышением давления на устье, а следовательно, и в призабойной зоне пласта до определенного заданного значения эти диафрагмы ломаются, вследствие чего создаются мгновенные высокие депрессии на забой, при которых происходит приток жидкости с большой скоростью.

Недостаток МПД -- возможность нарушения целостности обсадной колонны при давлениях, превышающих допустимые.

3.16 Факторы, влияющие на приемистость

Приемистость нагнетательных скважин зависит от геологического строения и физических свойств нефтяного пласта, совершенства его вскрытия, состава пород, химического состава пластовых вод, физико-химических свойств нагнетаемой воды, а также гранулометрического состава примесей, содержащихся в воде, давления ее нагнетания.

Продуктивные горизонты могут быть сложены из пород с различной проницаемостью. Поэтому проницаемость одного пласта может изменяться в различных его участках: высокопроницаемые участки разделяются низкопроницаемыми пропластками.

Если призабойная зона пласта представлена мощными монолитными песчаниками, карбонатами, имеющими высокую проницаемость, приемистость таких скважин обычно высокая и практически не изменяется в процессе нагнетания воды. Если же в призабойной зоне пласта содержатся глинистые прослои, то закачка воды в большинстве случаев осложняется, так как, обнажаясь, эти глинистые пропластки размываются и загрязняют поверхность фильтрации пласта. Кроме того, когда призабойная зона пласта представлена пропластками песчаников, чередующимися с глинами и аргиллитами, пласты обычно обладают более низкой проницаемостью, следовательно, приемистость скважин может быть незначительной.

Причина снижения приемистости в процессе закачки воды в пласт. Природные воды обычно содержат минеральные соли, различные газы, взвешенные твердые и коллоидные частицы, поверхностные и подземные воды -- микроорганизмы, а сточные воды нефтедобывающих предприятий -- некоторое количество эмульгированной нефти.

Влияние перечисленных компонентов на процесс заводнения пластов различно.

При закачке пресной воды может происходить набухание глинистых материалов, входящих в состав пород. Во избежание этого рекомендуется проводить солянокислотную обработку призабойной зоны вводимых в эксплуатацию нагнетательных скважин. Это приводит к сжатию глинистых материалов вследствие замедления ионообменного процесса между катионом кальция, входящего в состав глин, и ионом водорода, содержащегося в соляной кислот. После взаимодействия соляной кислоты с глиной в пласты можно закачивать пресную воду с добавкой неионогенных или катионоактивных поверхностно-активных веществ, которые адсорбируются на поверхности глинистых частиц.

Причиной снижения приемистости нагнетательных скважин может быть образование и отложение в поровых каналах труднорастворимых солей. Так, например, при закачке сульфатной воды в пласты, содержащие воды хлоркальциевого типа, могут образовываться и отлагаться в поровых каналах практически нерастворимые осадки гипса.

Взвешенные твердые частицы и эмульгированная нефть, различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде, загрязняют поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, тем самым, снижая приемистость скважин.

При нагнетании холодной воды в нефтяные пласты с повышенной температурой не исключена возможность распада бикарбонатов и образования карбоната кальция в пористой среде. Это объясняется тем, что с повышением температуры воды нарушается равновесие между ионами бикарбоната и двуокисью углерода СО2.

Снижение приемистости в результате образования сероводорода. Заводнение нефтяных пластов в ряде случаев сопровождается появлением в продуктивном пласте сероводорода, ранее в нем отсутствовавшего, что связано с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые восстанавливают сульфаты воды до сероводорода.

Сульфатвосстанавливающие бактерии практически содержатся во всех поверхностных и подземных источниках воды, при закачке которой неизбежно загрязнение призабойной зоны нагнетательных скважин этими бактериями, являющимися анаэробными микроорганизмами, т.е. их жизнедеятельность протекает без доступа кислорода. Источником энергии для их развития при попадании в нефтяной пласт служат углеводороды нефти. Поэтому СВБ развиваются только в нефтеносных пластах.

Активная жизнедеятельность СВБ при разработке нефтяных месторождений приводит к снижению приемистости скважин в результате:

выпадения в призабойных зонах карбонатных осадков, которые образуются при замещении сульфатных ионов воды карбонатными;

образования осадка сульфида железа при использовании воды с большим содержанием железа;

закупоривания колониями микроорганизмов поровых каналов продуктивного пласта в призабойной зоне скважин.

Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство.

Проницаемость трещин в основном зависит от раскрытия трещин, на что, в свою очередь, влияет давление нагнетания воды.

Устойчивая работа нагнетательных скважин обусловлена и большинстве случаев естественным раскрытием трещин. В процессе закачки воды в скважину при определенном перепаде давления в пласте трещины раскрыты и закачиваемая вода движется в основном по ним. При уменьшении давления нагнетания эти трещины постепенно смыкаются, и основная часть закачиваемой воды начинает фильтроваться по порам в пласте. В результате в зависимости от изменений перепада давления, в свою очередь, меняется приемистость нагнетательных скважин.

Исходя из сказанного, методы увеличения приемистости нагнетательных скважин можно разделить на следующие: воздействие на призабойную зону; повышение проницаемости; улучшение сообщаемости со стволом скважины; удаление металлических примесей, коррозионных отложений, нефтепродуктов и продуктов бикарбонатного распада.

3.17 Определение числа нагнетательных скважин

Поддержание пластового давления - эффективное средство разработки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды. Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость.

Рассчитать основные показатели процесса закачки воды.

Таблица 5.4 Исходные данные

Вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины по формуле академика А.П.Крылова:

Сс Ч

Рун = - (Рст - Рпл - Ртр) (5.1)

Кпр Ч365 t ЧwЧСв

где

Сс - стоимость нагнетательной скважины, руб

Кпрм - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м3/(сутЧМПа)

t - время работы нагнетательной скважины, год.

W - энергетические затраты на нагнетание 1 м3 воды при повышении давления на 1МПа, кВтЧч/(м3ЧМПа)

Св - стоимость 1 кВтЧч электроэнергии, руб/(кВтЧч)

Рпл среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа

Ртр - потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа

Рст - гидростатическое давление воды в скважине глубиной Lс, МПа

Рассчитываем гидростатическое давление воды по формуле:

Рст = 10-6 Ч вЧgЧLс (5.2)

где

в - плотность воды, кг/м3

Lс - глубина скважины, м

Рст=10-6Ч1011Ч9,81Ч2750=27,3 МПа

Тогда

 1300000Ч0,72

рун=Ї - (10-6Ч1011Ч9.81Ч2750 - 24 - 3) = 2,9 МПа

73Ч365Ч14Ч0,27Ч0,89

Определяем давление на забое нагнетательной скважины по формуле:

Рзаб.н.=Рун + 10-6 Ч вЧg ЧLс - Ртр. (5.3)

где

Рун - оптимальное давление на устье нагнетательной скважины, МПа

в - плотность воды, кг/м3

g - удельный вес

Lс - глубина скважины, м

Ртр. - потери давления, МПа

Тогда

Рзаб.н.= 2,9 + 27,3 - 3= 27,2 МПа

Расчитываем необходимое количество закачиваемой воды Vв, м3/сут. по формуле:

Vв=1.2 (Vнпл+Vгсвпл + Vвпл) , м3 /сут (5.4)

где

Vнпл - объем нефти в пластовых условиях ,м3/сут

Vгсвпл - объем свободного газа, м3/сут

Vвпл - объем воды, м3/сут

Расчитываем объем нефти в пластовых условиях по формуле:

Vнпл = 103ЧQндЧbнпл /нд , м3/сут (5.5)

где

Qнд - количество добываемой из залежи нефти за сутки, м3/сут

b нпл - объемный коэффициент нефти

нд - плотность дегазированной нефти, кг/м3

Vнпл=103Ч(4441Ч1,13/825)=6,1Ч 103 м3/сут

Расчитываем объем свободного газа по формуле :

Vгсвпл=Vнпл(G0- Ч Рпл)ZЧР0ЧТпл/Рпл Ч Тст (5.6)

где

G0 - газовый фактор, м3/м3

- коэффициент растворимости газа в нефти,м3/(м3ЧМПа)

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа

Тпл - пластовая температура, К

Vгсвпл = 6,1 Ч103Ч(20 - 5 Ч 24)Ч0.87Ч0.1Ч321/24Ч293= 2423 м3/сут

Расчитываем объем воды по формуле:

Vвпл = 103ЧQвЧbвпл /в, м3/сут (5.7)

где

Qв - количество воды добываемой из залежи, т/сут

bвпл - объемный коэффициент пластовой воды

в - плотность воды, кг/м3

Vвпл = 103 Ч 3412Ч1,01 /1011 = 3409 м3/сут.

Тогда необходимое количество закачиваемой воды будет равно:

Vв = 1,2(6100+2423+3409)= 14318,4 м3/сут

Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 12582 м3 при давлении на устье нагнетательной скважины

Рун = 7,3 МПа.

Рассчитаем объем закачки воды в одну нагнетательную скважину по формуле:

qвн = Кпр (Рзаб.н - Рпл) , м3/сут (5.8)

где

Кпр - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м3/(сутЧМПа)

Рзаб.н - давление на забое нагнетательной скважины, МПА

Рпл - пластовое давление, МПа

qвн = 73Ч(27,2 - 24)=233,6 м3/сут

Расчитываем число нагнетательных скважин по формуле:

n = Vв/qвн , количество (5.9)

где

Vв - количество закачиваемой воды, м3 /сут

qвн - обьем закачки воды в одну нагнетательную скважину,м3/ сут

n =14318,4 /233,6 = 61 скв.

Таким образом, в данных условиях требуется 61 нагнетательную скважину.

Вывод: В данном курсовом проекте был произведен расчет основных показателей процесса закачки воды по пласту БС10. Я рассчитал необходимое количество нагнетательных скважин - 61 скважина. Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины 2,9 МПа.

3.18 Одновременно-раздельная и поочередная эксплуатация нескольких пластов одной нагнетательной скважины

Одним из перспективных направлений в области совершенствования технологии разработки являются системы совместной разработки нескольких эксплуатационных объектов (пластов) методом ОРЭ с использованием многопакерно-секционных компоновок. ОРЭ включает в себя организацию одновременно-раздельной добычи (ОРД) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) на многопластовых месторождениях. Разработка месторождения с использованием систем совместной эксплуатации пластов без создания надежной системы контроля и регулирования процессов выработки запасов по каждому пласту является грубым нарушением горного законодательства и регламента на проектирование разработки. Интеллектуальные скважины с многопакерными компоновками подземного оборудования дают возможность контролировать промысловые параметры работы системы «пласт-коллектор» в режиме реального времени.

ОРД и ОРЗ - это новые технологии, включающие использование интеллектуальных скважин с многопакерно-секционными компоновками, предназначенные для раздельной добычи и дифференцированной закачки в геологически разнородные эксплуатационные объекты. Вопрос о совместной разработке нескольких эксплуатационных объектов одной сеткой скважин всегда привлекал к себе внимание, прежде всего по экономическим соображениям, так как значительная доля капитальных вложений затрачивается на разбуривание месторождения.

Известно, что совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к неравномерному заводнению залежей. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и, как следствие, возрастанию затрат на ее закачку и извлечение. Это приводит в лучшем случае к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - к выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика совместной закачки воды в нескольких пластов также приводит к потере информации о фактических объемах закачки воды в каждый из пластов.