Системы закачки воды

Кратко о главном

Система ППД — источник, подготовка, насосные станции, водоводы, распределительные блоки и нагнетательные скважины. Её проектируют на весь срок: доля попутной воды в закачке со временем растёт, а воды источника — падает.
Каждый источник приносит свои заботы: попутная вода — нефть, взвесь, сероводород и бактерии; подземная — газы и железо; морская — кислород, жизнь и сульфаты; пресная поверхностная — сезонную мутность и набухание глин. Несовместимые воды, смешанные на поверхности, дают осадок прямо в трубах, фильтрах и скважинах.
Качество воды задаёт пласт: частицы от трети поровых каналов и крупнее строят корку на стенке скважины, от десятой части до трети — засоряют поры изнутри. Чем ниже проницаемость, тем мельче допустимые частицы.
Кислород удаляют сначала механически — вакуумом или отдувкой газом, снижая его парциальное давление, — а остаток связывают поглотителем; без деаэрации поглотителя нужно больше чем в сто раз больше.
Забойное давление нагнетательной скважины — давление на устье плюс вес столба воды минус трение в НКТ. Предел закачки задаёт давление раскрытия трещины на забое; пересчитывать его на устье можно только для данного расхода — трение при большом расходе составляет мегапаскали.
Насосная станция держит давление по самой «тугой» скважине, остальные дросселируют, и часть мощности теряется в штуцерах. По графику Холла из ежедневных данных видно засорение (наклон растёт), очистку и раскрытие трещин (наклон падает): наклон равен $1/I$ .

Ключевые соотношения

I = \dfrac{q}{p_w - \bar p}

коэффициент приёмистости нагнетательной скважины

p_w = p_{\text{у}} + \rho g H - \Delta p_{\text{тр}}

забойное давление при закачке: устье, столб воды, трение в НКТ

q_{\max} = I\,(p_{\text{разр}} - \Delta p_{\text{зап}} - \bar p)

наибольший расход, при котором забойное давление остаётся ниже давления раскрытия трещины с запасом

d_{\text{к}} \approx 2\sqrt{8k/\phi}

диаметр порового канала по модели пучка прямых капилляров (оценка снизу)

\dfrac{\Delta\Sigma(p_w - \bar p)\Delta t}{\Delta W} = \dfrac{1}{I}

наклон графика Холла при установившейся закачке

Где чаще всего ошибаются

Смешивать воды разных источников без анализа на совместимость: осадок выпадет в собственной системе.
Пересчитывать предел давления разрыва на устье по одной гидростатике — или переносить предел устьевого давления, найденный при большом расходе, на малый.
Рассчитывать, что поглотитель кислорода заменит деаэратор.
Судить о засорении по росту давления закачки без учёта расхода: судят по приёмистости и наклону графика Холла.
Держать давление всей станции под одну «тугую» скважину, вместо того чтобы обработать её или поставить ей отдельный насос.

После урока вы сможете

сравнить источники воды для закачки — попутную, подземную, морскую и поверхностную — и назвать подготовку, которая нужна каждой;
оценить совместимость вод, которые смешиваются в одной системе, и массу соли, которая может выпасть в ней за год;
связать допустимый размер частиц в воде с поровыми каналами пласта и перечислить остальные требования к её качеству;
рассчитать, какое парциальное давление кислорода должен оставить деаэратор и сколько поглотителя нужно на остаток;
рассчитать давление на устье нагнетательной скважины с учётом гидростатики и трения, найти наибольший расход без раскрытия трещины и оценить потери мощности при распределении воды по скважинам;
разобрать историю закачки по графику Холла: засорение, обработку и раскрытие трещины.

Из чего состоит система закачки

Сколько воды и куда закачивать, решает проект разработки: компенсация отбора, система размещения нагнетательных скважин, давление в пласте (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти). Система закачки должна это обеспечить: взять воду, подготовить её, поднять давление и распределить по скважинам — изо дня в день, десятилетиями. Объёмы большие: одна нагнетательная скважина принимает от десятков до тысяч кубометров в сутки, месторождение — десятки тысяч (нагрузки на объекты).

СхемаСистема поддержания пластового давления на суше (схема): источники воды, подготовка, кустовая насосная станция, водоводы высокого давления, водораспределительный блок и нагнетательные скважины; кружками отмечены точки контроля качества воды.

Звенья системы ППД

1
Источник и водозабор
Водозаборные скважины с погружными насосами, морской водозабор с сетками, попутная вода с установок предварительного сброса и центрального пункта сбора (Попутная вода: состав, очистка и утилизация).
2
Подготовка
Очистка от нефти и взвеси, фильтрация, удаление кислорода и сероводорода, дозирование реагентов — для каждого источника своя.
3
Насосные станции
Кустовые насосные станции (КНС), часто в блочном исполнении (БКНС), с многоступенчатыми центробежными насосами; подпорные насосы обеспечивают давление на их приёме.
4
Водоводы
Низкого давления — от подготовки к насосным станциям, высокого — от станций к скважинам. Их защищают от коррозии покрытиями или делают стеклопластиковыми.
5
Распределение
Водораспределительные блоки (ВРБ): на каждую скважину — расходомер и регулятор расхода; отсюда ведут поскважинный учёт закачки.
6
Нагнетательные скважины
Арматура с задвижками и манометрами, насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером, защищающим обсадную колонну от давления закачки; при закачке в несколько пластов — оборудование для раздельной закачки (Одновременно-раздельная эксплуатация пластов).

Основу насосных станций составляют центробежные секционные насосы (ЦНС): их марка указывает подачу в кубометрах в час и напор в метрах — например, ЦНС 180-1900 подаёт 180 м³/ч с напором 1900 м. Напор переводят в давление через плотность перекачиваемой жидкости, $\Delta p = \rho g H$ : 1900 м пресной воды — около 18,6 МПа, а рассола плотностью 1040 кг/м³ — около 19,4 МПа. Насос развивает один и тот же напор, а давление зависит от того, что он качает. Для отдельных скважин с малой приёмистостью ставят свои насосы — плунжерные или горизонтальные многоступенчатые у устья.

Закачка — один из крупнейших потребителей энергии на промысле: гидравлическая мощность насосов равна расходу, умноженному на перепад давления (гидравлическая мощность), и с ростом объёмов закачки растёт вместе с ними. Поэтому давление в системе стараются держать не выше нужного, а мощность насосов подстраивают частотными преобразователями (по законам подобия подача насоса пропорциональна частоте вращения, а напор — её квадрату), а не дросселированием.

Откуда берут воду

Источники воды для закачки

Источник: Попутная вода
Достоинства: есть на любом обводнённом промысле; закачка в свой пласт
Трудности: нефть, взвесь, сероводород, бактерии; объём задан добычей
Подготовка: очистка от нефти и взвеси, закрытая система, бактерициды

Источник: Подземная вода водоносных горизонтов
Достоинства: постоянный состав, мало взвеси, обычно без кислорода
Трудности: железо, углекислый газ или сероводород; нужны водозаборные скважины
Подготовка: удаление газов и железа, фильтрация

Источник: Морская вода
Достоинства: неограниченный объём на морских месторождениях
Трудности: насыщена кислородом, полна жизни, богата сульфатом
Подготовка: сетки и фильтры, хлорирование, деаэрация, при необходимости удаление сульфатов

Источник: Пресная поверхностная (реки, озёра)
Достоинства: доступна у берега
Трудности: мутность и состав меняются по сезонам; пресная вода вредит глинистым пластам
Подготовка: отстаивание с коагулянтами, фильтрация, деаэрация

Источник: Переток из водоносного пласта в той же скважине
Достоинства: нет поверхностных объектов
Трудности: расход трудно измерить и регулировать; нужен мощный водоносный пласт
Подготовка: только проверка совместимости пластов

Источник	Достоинства	Трудности	Подготовка
Попутная вода	есть на любом обводнённом промысле; закачка в свой пласт	нефть, взвесь, сероводород, бактерии; объём задан добычей	очистка от нефти и взвеси, закрытая система, бактерициды
Подземная вода водоносных горизонтов	постоянный состав, мало взвеси, обычно без кислорода	железо, углекислый газ или сероводород; нужны водозаборные скважины	удаление газов и железа, фильтрация
Морская вода	неограниченный объём на морских месторождениях	насыщена кислородом, полна жизни, богата сульфатом	сетки и фильтры, хлорирование, деаэрация, при необходимости удаление сульфатов
Пресная поверхностная (реки, озёра)	доступна у берега	мутность и состав меняются по сезонам; пресная вода вредит глинистым пластам	отстаивание с коагулянтами, фильтрация, деаэрация
Переток из водоносного пласта в той же скважине	нет поверхностных объектов	расход трудно измерить и регулировать; нужен мощный водоносный пласт	только проверка совместимости пластов

Последний вариант (dump flood) возможен, когда над продуктивным пластом или под ним лежит водоносный пласт с бо́льшим давлением: вода перетекает в той же скважине сама или с помощью погружного насоса.

Сколько воды нужно из источника, зависит от года разработки. При полной компенсации отбора это пластовый объём добытой нефти, $q_oB_o/B_w$ ; в примере урока о попутной воде — около 7,8 тыс. м³/сут на полке и около 0,8 тыс. в 20-м году, когда закачку почти целиком составляет попутная вода (водный баланс промысла). Поэтому водозабор и подготовку воды источника рассчитывают на первые годы, а потом выводят из работы по частям или переназначают, а подготовку попутной воды наращивают.

Закон Казахстана тоже влияет на выбор. По Водному кодексу забор подземных вод и забор воды из поверхностных водных объектов по общему правилу — специальное водопользование, на которое нужно разрешение, а питьевую воду в промышленности использовать нельзя, если можно обойтись водой другого качества и этого не требует технологический процесс. По Экологическому кодексу не считается сбросом закачка для поддержания пластового давления попутных пластовых, морских и опреснённых вод и технической воды с минерализацией от 2000 мг/л (по текстам кодексов на октябрь 2026 года).

Совместимость вод и солеотложение

Закачиваемая вода должна быть совместима с тремя вещами: с породой пласта (не вызывать набухания и переноса глин), с пластовой водой (не давать осадков там, где они встретятся) и с другими водами, с которыми её смешивают в той же системе. Первые две проверки разобраны в уроке о повреждении пласта при нагнетании: там же — индекс насыщения и масса осадка на примере сульфата бария. Здесь — третья: смешение на поверхности, где осадок выпадает не в пласте, а в собственных трубах, фильтрах и скважинах.

Пока попутной воды мало, её смешивают с водой источника, а доля каждой меняется год от года. Если в попутной воде есть барий или стронций, а в воде источника — сульфат, смесь становится пересыщенной сульфатом бария или стронция. Похожая беда — карбонат кальция: при нагреве и потере углекислого газа смесь, богатая кальцием и гидрокарбонатом, отдаёт карбонат на стенки теплообменников и труб.

Расчётный примерМожно ли смешивать попутную воду с водой водоносного горизонта

Исходные данные (условные)

Попутная вода: барий 15 мг/л, сульфата практически нет
Вода водоносного горизонта (источник): сульфат 900 мг/л, бария нет
Доли в закачке: по водному балансу месторождения из урока о попутной воде: в 8-й год закачивают 14 040 м³/сут, из них 6740 — вода источника; в 20-й год — 12 947 м³/сут, из них 799 — вода источника
Константы: как в уроке о повреждении пласта: $K_{sp} = 1{,}08\cdot 10^{-10}$ (моль/л)² при 25 °C, произведение коэффициентов активности 0,03; молярные массы бария 137,33, сульфата 96,06, барита 233,38 г/моль

Решение

8-й год. Доля воды источника $6740/14\,040 = 0{,}480$ . В смеси бария $(1 - 0{,}480)\cdot 15/137{,}33 = 0{,}0568$ ммоль/л, сульфата $0{,}480\cdot 900/96{,}06 = 4{,}497$ ммоль/л.
Индекс насыщения $\mathrm{SI} = \lg\dfrac{0{,}03\cdot 0{,}0568\cdot 10^{-3}\cdot 4{,}497\cdot 10^{-3}}{1{,}08\cdot 10^{-10}}$ $= 1{,}85$ — смесь сильно пересыщена.
По формуле массы осадка выпадает $x = 0{,}0560$ ммоль/л — 98,6 % бария смеси: сульфата в десятки раз больше. Это $0{,}0560\cdot 233{,}38 = 13{,}07$ г барита на кубометр, или $13{,}07\cdot 14\,040/1000 = 183{,}5$ кг в сутки — 67,0 т за год.
20-й год. Доля воды источника $799/12\,947 = 0{,}0617$ ; бария 0,1025, сульфата 0,578 ммоль/л; $\mathrm{SI} = 1{,}22$ — ниже, чем в 8-м году.
Но выпадает $x = 0{,}0950$ ммоль/л (92,7 % бария), 22,18 г/м³ — $22{,}18\cdot 12\,947/1000 = 287{,}2$ кг в сутки, 104,8 т за год. Для сравнения: весь барий попутной воды в пересчёте на барит — $12\,148\cdot 15\cdot 233{,}38/137{,}33/1000$ $= 309{,}7$ кг в сутки.

Ответ: Нельзя: в 8-м году в системе может выпасть около 183,5 кг барита в сутки (67,0 т за год), в 20-м — около 287,2 кг в сутки (104,8 т за год), хотя индекс насыщения снизился с 1,85 до 1,22.

Что это значит. Пока сульфата в смеси больше, чем бария, выпадает почти весь барий, который приносит попутная вода, и масса осадка растёт вместе с ней, хотя индекс насыщения падает: индекс говорит о «движущей силе», а не о количестве. Десятки тонн барита в год — это забитые фильтры, насосы, водоводы и перфорационные каналы нагнетательных скважин, а барит практически не растворяется в кислоте. Выходы: закачивать воды раздельно, в разные группы скважин (но после прорыва они встретятся у добывающих скважин — Источники повреждения пласта); выбрать источник без сульфата или удалить сульфат мембранами (нанофильтрацией). Ингибитор задерживает выпадение, но не меняет равновесия: при таком пересыщении и тоннах возможного осадка он лишь переносит выпадение дальше по пути воды — к нагнетательной скважине и в пласт около неё. Состав попутной воды взят постоянным, хотя после прорыва закачанной воды бария в ней становится меньше, — поэтому для поздних лет расчёт завышает осадок. Константа взята для 25 °C, произведение коэффициентов активности условно: при большом избытке сульфата (8-й год) массу осадка задаёт барий, и уточнение констант её почти не меняет; при меньшем избытке (20-й год) масса к ним чувствительнее, и её уточняют расчётом для рабочих температуры и минерализации. Данные примера условные.

РасчётБарит, который может выпасть в системе закачки при смешении попутной воды (барий 15 мг/л) с водой водоносного горизонта (сульфат 900 мг/л), по годам; пунктир — весь барий попутной воды в пересчёте на барит. Доли вод — по водному балансу месторождения при полной компенсации отбора.

Анализ вод — полный ионный состав каждой воды, включая барий, стронций, железо, гидрокарбонат, сульфат и pH, в нескольких пробах: состав попутной воды меняется с прорывом закачиваемой.
Расчёт смесей — индекс насыщения и масса осадка для всех долей смешения, при температуре и давлении каждого участка системы — от водозабора до забоя.
Лабораторная проверка — смешение вод в разных пропорциях при рабочей температуре, наблюдение за помутнением и осадком; прокачка воды через керн пласта.
Решение — раздельные системы, другой источник, удаление сульфатов или умягчение, ингибиторы там, где пересыщение невелико.

Требования к качеству воды

Нагнетательная скважина за год принимает сотни тысяч кубометров воды, и всё, что в воде взвешено, остаётся у ствола: даже несколько миллиграммов на литр — это сотни килограммов частиц в год (засорение при нагнетании). Опасны не только частицы песка и глины, но и капли нефти, которые склеивают частицы и снижают проницаемость для воды, продукты коррозии, сульфид железа, слизь бактерий. Какие частицы опасны для конкретного пласта, задаёт размер его поровых каналов.

По эмпирическому правилу (подбор кольматантов) частицы от трети диаметра канала и крупнее задерживаются на стенке скважины и строят внешнюю корку, частицы от десятой части до трети проникают в пласт и забивают поры изнутри, ещё более мелкие проходят. Размер каналов измеряют на керне (вдавливанием ртути), а для оценки годится модель пучка капилляров (модель пучка капилляров):

Диаметр порового канала по модели пучка прямых капилляров

d_{\text{к}} \approx 2\sqrt{\frac{8k}{\phi}}

где:

$d_{\text{к}}$ характерный диаметр порового канала, м
$k$ проницаемость пласта (1 мД = $0{,}987\cdot 10^{-15}$ м²), м²
$\phi$ пористость, доли единицы

Единицы: СИ

Справедливо, если

порода представлена пучком одинаковых прямых трубок; с извилистостью $\tau$ радиус больше в $\tau$ раз, поэтому формула даёт оценку снизу, а выведенные из неё допустимые размеры частиц — с запасом;
оценка порядка величины: настоящие каналы имеют широкое распределение размеров, и ориентируются на крупные из тех, что ведут основной поток.

Каналы растут как корень из проницаемости: в десять раз более проницаемый пласт имеет каналы примерно втрое шире. Поэтому плотному пласту нужна вода, очищенная от частиц тоньше.

Расчётный примерКакие частицы опасны для двух пластов

Исходные данные (условные)

Пласт А: проницаемость 50 мД, пористость 0,18
Пласт Б: проницаемость 500 мД, пористость 0,22

Решение

Пласт А: $k = 50\cdot 0{,}987\cdot 10^{-15} = 4{,}935\cdot 10^{-14}$ м²; $d_{\text{к}} = 2\sqrt{8\cdot 4{,}935\cdot 10^{-14}/0{,}18}$ $= 2{,}96$ мкм.
Частицы от трети канала, $2{,}96/3 = 0{,}99$ мкм, строят корку на стенке; от десятой части, $0{,}30$ мкм, до 0,99 мкм — проникают и засоряют поры.
Пласт Б: $k = 4{,}935\cdot 10^{-13}$ м², $d_{\text{к}} = 8{,}47$ мкм; корку строят частицы от 2,82 мкм, внутрь проникают частицы от 0,85 до 2,82 мкм.

Ответ: Каналы пласта А — около 2,96 мкм, и поры его засоряют частицы от 0,30 до 0,99 мкм; каналы пласта Б — около 8,47 мкм, и опасные для его пор частицы втрое крупнее — от 0,85 до 2,82 мкм.

Что это значит. Вода, годная для пласта Б, может засорить пласт А: фильтр, задерживающий частицы от 5 мкм, пропустит в него как раз те частицы, что забивают поры изнутри. Отсюда логика отраслевых норм: чем ниже проницаемость, тем меньше допустимое содержание взвеси и тем мельче частицы. Оценка грубая и сделана с запасом: с извилистостью каналы шире; уточняют её по распределению размеров каналов из опытов вдавливания ртути и по прокачке воды через керн. Данные примера условные.

Что нормируют в воде для закачки и почему

Показатель: Взвешенные частицы и их размер
Чем опасен: корка на стенке, засорение пор
Как обеспечивают: отстаивание, фильтрация, коагулянты

Показатель: Нефть
Чем опасен: склеивает частицы, снижает проницаемость для воды
Как обеспечивают: очистка попутной воды

Показатель: Растворённый кислород
Чем опасен: коррозия и её продукты — новые частицы
Как обеспечивают: закрытая система, деаэрация, поглотитель

Показатель: Сероводород и железо
Чем опасен: коррозия, осадок сульфида железа
Как обеспечивают: дегазация, удаление железа, раздельные системы

Показатель: Бактерии (СВБ и другие)
Чем опасен: слизь, сероводород, заражение пласта
Как обеспечивают: хлорирование, бактерициды, чистота

Показатель: pH, ионный состав
Чем опасен: солеотложение, набухание глин
Как обеспечивают: совместимые источники, ингибиторы

Показатель	Чем опасен	Как обеспечивают
Взвешенные частицы и их размер	корка на стенке, засорение пор	отстаивание, фильтрация, коагулянты
Нефть	склеивает частицы, снижает проницаемость для воды	очистка попутной воды
Растворённый кислород	коррозия и её продукты — новые частицы	закрытая система, деаэрация, поглотитель
Сероводород и железо	коррозия, осадок сульфида железа	дегазация, удаление железа, раздельные системы
Бактерии (СВБ и другие)	слизь, сероводород, заражение пласта	хлорирование, бактерициды, чистота
pH, ионный состав	солеотложение, набухание глин	совместимые источники, ингибиторы

Конкретные нормы для месторождения задают его проектные документы по результатам испытаний вод и керна.

Отраслевой стандарт на воду для заводнения

В СССР требования к воде для заводнения свёл отраслевой стандарт ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству»: его утвердило Министерство нефтяной промышленности в 1988 году, в действие он введён с 1 июля 1990 года, и на него до сих пор ссылаются при проектировании. Допустимое содержание взвеси и нефти в нём зависит от проницаемости и трещиноватости коллектора — от единиц миллиграммов на литр для плотных пористых пластов до десятков для проницаемых трещиноватых. Там же: для пористых коллекторов 90 % частиц не крупнее 5 мкм при проницаемости выше 0,1 мкм² (около 100 мД) и не крупнее 1 мкм при меньшей, растворённого кислорода не больше 0,5 мг/л, pH от 4,5 до 8,5, отсутствие сульфатвосстанавливающих бактерий в воде для пластов без сероводорода; если приёмистость с начала закачки упала на 20 %, восстанавливают проницаемость призабойной зоны и при необходимости улучшают подготовку воды.

Морскую воду, насыщенную кислородом, готовят жёстче: в морских проектах растворённого кислорода оставляют десятки миллиардных долей (ppb) и меньше — например, не больше 20 ppb на выходе насосов, — потому что в солёной воде с кислородом сталь быстро покрывается язвами. Качество проверяют в нескольких точках: после фильтров, после деаэратора, на выходе насосов и у устьев самых дальних скважин, где за время пути по водоводам в воду попадают продукты коррозии и бактерии.

Подготовка воды для закачки

Подготовка морской воды (пример полной схемы)

1
Водозабор
Сетки задерживают мусор и живность, а место и глубину забора выбирают так, чтобы вода была как можно чище и постояннее по составу; подъёмные насосы подают её на подготовку.
2
Хлорирование
Гипохлорит натрия — часто получают электролизом самой морской воды — убивает водоросли и бактерии и не даёт им обрастать фильтры и трубы.
3
Грубая и тонкая фильтрация
Зернистые фильтры (песок, антрацит, гранат) с коагулянтами, затем картриджные фильтры; фильтры промывают обратным током.
4
Деаэрация
Удаление кислорода в колонне — под вакуумом или отдувкой газом (азотом или попутным газом) — и поглотитель кислорода на остаток.
5
Удаление сульфатов
Если пластовая вода богата барием или стронцием — мембраны нанофильтрации, задерживающие сульфат и пропускающие хлорид натрия.
6
Реагенты и насосы
Бактерициды — периодически ударными дозами, ингибиторы солеотложения и коррозии; подпорные и нагнетательные насосы.

Попутную воду готовят по схеме урока о попутной воде: отстойники, гидроциклоны, флотация, фильтры — и держат в закрытой системе без воздуха. Подземную воду обычно достаточно освободить от газов и железа и профильтровать; если железо удаляют окислением, кислород после этого снова удаляют. Каждую схему проверяют на смешение со всеми другими водами системы.

Деаэрация опирается на закон Генри: равновесная концентрация растворённого газа пропорциональна его парциальному давлению над водой. В воде, насыщенной воздухом, кислорода около 7–10 мг/л (в морской меньше, чем в пресной, и тем меньше, чем вода теплее), а парциальное давление кислорода воздуха — около 21 кПа. Чтобы оставить в воде лишь десятки миллиардных долей, над водой нужно создать в сотни раз меньшее парциальное давление кислорода — понизив общее давление (вакуум) или заменив газ над водой бескислородным (отдувка).

Равновесное содержание кислорода в воде (закон Генри)

C = C_{\text{нас}}\,\frac{p_{\mathrm{O_2}}}{p_{\mathrm{O_2}}^{\text{возд}}}

где:

$C$ равновесная концентрация растворённого кислорода, мг/л
$C_{\text{нас}}$ концентрация в воде, насыщенной воздухом при атмосферном давлении, при той же температуре и солёности, мг/л
$p_{\mathrm{O_2}}$ парциальное давление кислорода в газе над водой (доля кислорода, умноженная на абсолютное давление), кПа
$p_{\mathrm{O_2}}^{\text{возд}}$ парциальное давление кислорода в воздухе: $0{,}2095\cdot 101{,}325 = 21{,}23$ кПа, кПа

Единицы: концентрации в одинаковых единицах, давления в одинаковых единицах

Справедливо, если

равновесие: вода достаточно долго контактирует с газом; в колонне его достигают постепенно, по ступеням, поэтому на деле остаётся больше;
температура и солёность те же, что у $C_{\text{нас}}$ ; с нагревом растворимость кислорода падает.

Деаэратор может оставить в воде не меньше, чем соответствует парциальному давлению кислорода в газе над ней. Отсюда требования к вакууму и к чистоте газа для отдувки; остаток связывают химически.

Расчётный примерДеаэратор и поглотитель кислорода для морской воды

Исходные данные (условные)

Вода: морская, 20 000 м³/сут при 15 °C; насыщена воздухом — около 8 мг/л кислорода
Требование: не больше 20 ppb (0,020 мг/л) кислорода в воде для закачки
Деаэратор: вакуумная колонна при 4 кПа (абс.) или колонна отдувки газом при 150 кПа (абс.); после колонны остаётся 50 ppb
Поглотитель: бисульфит натрия: $2\,\mathrm{NaHSO_3} + \mathrm{O_2} \to \mathrm{Na_2SO_4} + \mathrm{H_2SO_4}$ ; молярные массы $\mathrm{NaHSO_3}$ 104,06, $\mathrm{O_2}$ 32,00, $\mathrm{SO_4^{2-}}$ 96,06 г/моль

Решение

Парциальное давление кислорода, равновесное с 0,020 мг/л: $21{,}23\cdot 0{,}020/8 = 0{,}0531$ кПа — в 400 раз меньше, чем в воздухе.
В вакуумной колонне при 4 кПа доля кислорода в газе над водой должна быть не больше $0{,}0531/4 = 1{,}33$ %; при отдувке под давлением 150 кПа газ для отдувки должен содержать не больше $0{,}0531/150$ , то есть 354 ppm кислорода (по молям).
Поглотитель: на 1 мг кислорода — $2\cdot 104{,}06/32{,}00 = 6{,}50$ мг бисульфита. После колонны: $0{,}05\cdot 6{,}50 = 0{,}325$ мг/л, то есть 6,5 кг в сутки (без запаса на неполноту реакции).
Без деаэратора: $8\cdot 6{,}50 = 52{,}0$ мг/л — 1040 кг в сутки, 380 т в год.
Каждый миллиграмм кислорода превращается в $2\cdot 96{,}06/32{,}00 = 6{,}00$ мг сульфата: после колонны это 0,30 мг/л, без неё — 48,0 мг/л.

Ответ: Деаэратор должен держать парциальное давление кислорода не выше 0,0531 кПа: в вакуумной колонне при 4 кПа — не больше 1,33 % кислорода в газе. Тогда поглотителя нужно около 6,5 кг в сутки, а без деаэратора — около 1040 кг, в 160 раз больше.

Что это значит. Механическая деаэрация снимает почти весь кислород, химия — дочищает остаток: на полную химическую очистку ушли бы сотни тонн реагента в год, а сам реагент добавил бы в воду почти 50 мг/л сульфата — лишний повод для барита, если пластовая вода содержит барий. Поглотитель вводят после колонны и подальше от точки хлорирования: хлор и бисульфит реагируют друг с другом и тратятся впустую. Расчёт равновесный: колонна работает хуже равновесия, поэтому вакуум и газ для отдувки берут с запасом. Данные примера условные.

Бактерии требуют отдельного внимания. Сульфатвосстанавливающие бактерии, занесённые с водой, особенно морской, богатой сульфатом, размножаются в пласте у нагнетательных скважин и вырабатывают сероводород; через годы он появляется в продукции добывающих скважин, которые раньше давали «сладкую» нефть. Поэтому закачиваемую воду обрабатывают бактерицидами, а за бактериями и сероводородом в продукции следят с первых лет заводнения.

Насосы, водоводы и распределение по скважинам

От насосной станции вода идёт по водоводам высокого давления к водораспределительным блокам, а оттуда — к скважинам. Давление на выходе станции одно на всех, а скважинам нужно разное: у каждой своя приёмистость и свой расход по проекту. Станция держит давление, нужное самой «тугой» скважине, а остальным его снижают регуляторы и штуцеры — и энергия, затраченная насосом на это лишнее давление, превращается в тепло.

Мощность, теряемая на дросселировании

N_{\text{др}} = \sum_i \frac{q_i\,(p_{\text{к}} - p_{\text{у},i})}{86{,}4}

где:

$N_{\text{др}}$ гидравлическая мощность, которую насос тратит на давление, снимаемое затем регуляторами, кВт
$q_i$ расход закачки в $i$ -ю скважину, м³/сут
$p_{\text{к}}$ давление в коллекторе водораспределительного блока, МПа
$p_{\text{у},i}$ давление на устье, нужное $i$ -й скважине для её расхода, МПа

Единицы: метрические промысловые: м³/сут, МПа, кВт

Справедливо, если

$86{,}4$ — та же постоянная, что в формуле гидравлической мощности насоса: секунды в сутках, делённые на тысячу;
потери в водоводах от станции до блока одинаковы для всех скважин и сюда не входят;
электрическая мощность больше гидравлической в $1/\eta$ раз, где $\eta$ — КПД насосного агрегата.

Потери тем больше, чем больше расход «лёгких» скважин и чем сильнее их давление отличается от давления «тугой». Их снижают, разделяя скважины по уровням давления, ставя отдельные насосы для «тугих» скважин или обрабатывая их, чтобы им хватало общего давления.

Скважины одного водораспределительного блока

Скважина: Н-1
Расход, м³/сут: 600
$I$ , м³/(сут·МПа): 60
$p_w$ , МПа: 32,00
$p_{\text{у}}$ , МПа: 9,68

Скважина: Н-2
Расход, м³/сут: 450
$I$ , м³/(сут·МПа): 150
$p_w$ , МПа: 25,00
$p_{\text{у}}$ , МПа: 1,76

Скважина: Н-3
Расход, м³/сут: 250
$I$ , м³/(сут·МПа): 22
$p_w$ , МПа: 33,36
$p_{\text{у}}$ , МПа: 9,29

Скважина: Н-4
Расход, м³/сут: 700
$I$ , м³/(сут·МПа): 140
$p_w$ , МПа: 27,00
$p_{\text{у}}$ , МПа: 5,44

Скважина	Расход, м³/сут	$I$ , м³/(сут·МПа)	$p_w$ , МПа	$p_{\text{у}}$ , МПа
Н-1	600	60	32,00	9,68
Н-2	450	150	25,00	1,76
Н-3	250	22	33,36	9,29
Н-4	700	140	27,00	5,44

$I$ — приёмистость, $p_w$ — забойное давление, $p_{\text{у}}$ — давление на устье. Пластовое давление 22 МПа; глубина, НКТ и вода — как у скважины из следующего раздела: столб воды даёт 24,49 МПа, трение в НКТ считается по расходу. Данные условные.

Расчётный примерСколько мощности теряется в штуцерах водораспределительного блока

Исходные данные (условные)

Скважины: четыре, расходы и нужные давления на устье — в таблице выше
Насосная станция: потери в водоводе до блока 0,6 МПа, давление на приёме насосов 0,3 МПа, КПД насосного агрегата 0,75

Решение

Пример расчёта давления на устье для Н-1: забойное $22 + 600/60 = 32{,}00$ МПа; на устье $32{,}00 - 24{,}49 + 2{,}17 = 9{,}68$ МПа, где 2,17 МПа — трение в НКТ при 600 м³/сут (следующий раздел).
Самой «тугой» оказалась Н-1: ей нужно 9,68 МПа. Давление на выходе станции $9{,}68 + 0{,}6 = 10{,}28$ МПа, насосы поднимают его на $10{,}28 - 0{,}3 = 9{,}98$ МПа; гидравлическая мощность $2000\cdot 9{,}98/86{,}4 = 231{,}0$ кВт.
Потери в регуляторах: Н-2 — $450\cdot(9{,}68 - 1{,}76)$ , Н-3 — $250\cdot(9{,}68 - 9{,}29)$ , Н-4 — $700\cdot(9{,}68 - 5{,}44)$ ; сумма 6629,5 МПа·м³/сут, $6629{,}5/86{,}4 = 76{,}7$ кВт — 33 % мощности насосов.
Если Н-2 и Н-4 перевести на отдельный коллектор с давлением по Н-4, 5,44 МПа, экономия $1150\cdot(9{,}68 - 5{,}44)/86{,}4 = 56{,}4$ кВт гидравлической мощности, или $56{,}4/0{,}75 = 75{,}2$ кВт электрической — 659 МВт·ч в год.

Ответ: В штуцерах теряется около 76,7 кВт — 33 % гидравлической мощности насосов; два уровня давления экономят около 75,2 кВт электроэнергии, 659 МВт·ч в год.

Что это значит. Треть мощности уходит на то, чтобы сначала поднять давление, а потом его снять. Обратите внимание и на Н-3: при своей низкой приёмистости она требует почти того же давления на устье, что Н-1, а забойное у неё 33,36 МПа — близко к давлению раскрытия трещины. Обработка призабойной зоны Н-3 и «лёгкий» отдельный коллектор для Н-2 и Н-4 часто дешевле, чем держать давление всей системы по худшей скважине. Расчёт для одного режима: расходы по скважинам меняются, и решение проверяют на всём диапазоне. Данные примера условные.

Вода под высоким давлением

В водоводах и арматуре системы ППД — вода под давлением в десятки мегапаскалей. Разрыв трубы, отказ задвижки или резкое закрытие арматуры, вызывающее гидравлический удар, опасны для людей и оборудования; насосы и водоводы защищают предохранительными устройствами, а работы на них ведут только после сброса давления. Описание в уроке учебное: системы проектируют и эксплуатируют по утверждённым проектам и правилам промышленной безопасности, работают на них обученные и допущенные специалисты.

Приёмистость и давление закачки

Сколько воды скважина принимает при данном давлении, показывает коэффициент приёмистости (injectivity index) — расход, делённый на превышение забойного давления над пластовым. Это зеркальное отражение коэффициента продуктивности добывающей скважины (коэффициент продуктивности): в установившемся режиме его задают гидропроводность пласта, скин и размеры области, а со временем он меняется: по мере того как вокруг скважины растёт зона воды, он растёт или падает в зависимости от соотношения подвижностей воды и нефти (соотношение подвижностей), а при засорении призабойной зоны падает.

Коэффициент приёмистости

I = \frac{q}{p_w - \bar p}

где:

$I$ коэффициент приёмистости, м³/(сут·МПа)
$q$ расход закачки в стандартных условиях, м³/сут
$p_w$ забойное давление при закачке (у добывающих скважин забойное давление обозначают $p_{wf}$ ), МПа
$\bar p$ пластовое давление в области закачки, МПа

Единицы: метрические промысловые

Справедливо, если

закачка близка к установившейся; сразу после изменения расхода давление ещё не успокоилось;
пластовое давление в области закачки известно — по исследованию на падение давления (падение давления после остановки) или по соседним скважинам;
пока трещина не раскрыта: после раскрытия расход растёт почти без роста давления, и приёмистость теряет смысл постоянной.

Для однородного пласта в установившемся режиме приёмистость даёт та же формула, что продуктивность, но с вязкостью и объёмным коэффициентом воды (форма ниже). Сравнивая $I$ во времени, видят засорение и результат обработок.

В других системах единиц (1)

Однородный пласт, установившийся режим (метрические промысловые единицы)

I = \frac{0{,}536\,k\,h}{\mu_w B_w\left(\ln\dfrac{r_e}{r_w} + S\right)}

$k$ — мД, $h$ — м, $\mu_w$ — мПа·с, $B_w$ — м³/м³, $r_e$ и $r_w$ — м, $I$ — м³/(сут·МПа). Здесь $\bar p$ — давление на контуре $r_e$ , как в формуле Дюпюи и в выводе графика Холла; если $\bar p$ — среднее давление области, в скобках стоит $\ln(r_e/r_w) - 1/2 + S$ (среднее давление).

$0{,}536 = 2\pi\cdot 0{,}0853$ — как в формуле Дюпюи (Установившийся радиальный приток).

Давление измеряют на устье, а пласт «видит» забойное. При закачке их связывают вес столба воды, который помогает насосу, и трение в НКТ, которое ему мешает (коэффициент трения):

Забойное давление нагнетательной скважины

p_w = p_{\text{у}} + \rho g H - \Delta p_{\text{тр}},\qquad \Delta p_{\text{тр}} = \lambda\,\frac{H}{d}\,\frac{\rho v^2}{2}

где:

$p_{\text{у}}$ давление на устье, Па
$\rho$ плотность закачиваемой воды, кг/м³
$H$ глубина середины интервала закачки по вертикали (длина НКТ для трения — по стволу; в вертикальной скважине они совпадают), м
$\lambda$ коэффициент гидравлического сопротивления Дарси (по формуле Хааланда), —
$d,\ v$ внутренний диаметр НКТ и средняя скорость воды в них, $v = 4q/(\pi d^2)$ , м, м/с

Единицы: СИ; в МПа — делением на $10^6$

Справедливо, если

однофазный поток воды; вязкость и плотность — при средней температуре в НКТ;
трение растёт примерно как квадрат расхода, поэтому при малом расходе им можно пренебречь, а при большом — нет;
закачка по затрубному пространству или в наклонную скважину требует своих длин и диаметров.

При постоянном давлении на устье забойное давление растёт, когда расход падает: трение исчезает, а столб воды остаётся. Поэтому предел давления, найденный для забоя, пересчитывают на устье для конкретного расхода.

Верхний предел забойного давления задаёт порода: выше давления раскрытия (распространения) трещины вода уходит в пласт через трещину. Его находят ступенчатой закачкой (ступенчатая закачка) и держат забойное давление ниже него с запасом. Предел не постоянен: холодная вода охлаждает породу у скважины и снижает давление разрыва (напряжения у стенки скважины), а рост пластового давления при закачке его повышает. Иногда в плотных пластах закачивают выше давления раскрытия сознательно — тогда расстановку скважин согласуют с направлением трещин, чтобы вода не уходила по ним прямо к добывающим скважинам (системы размещения скважин).

Расчётный примерКакой расход и какое давление на устье допустимы

Исходные данные (условные)

Скважина: вертикальная, середина интервала на 2400 м; НКТ с внутренним диаметром 62 мм, шероховатость 0,05 мм
Вода: плотность 1040 кг/м³, вязкость в НКТ 0,9 мПа·с
Пласт: пластовое давление 22 МПа, приёмистость 60 м³/(сут·МПа), план закачки 600 м³/сут
Давление раскрытия трещины: 36 МПа на забое по ступенчатой закачке; принятый запас 1 МПа

Решение

Столб воды: $1040\cdot 9{,}81\cdot 2400 = 24\,485\,760$ Па, то есть 24,49 МПа. Забойное давление при 600 м³/сут: $22 + 600/60 = 32{,}00$ МПа.
Трение: $v = 600/86\,400/(\pi\cdot 0{,}062^2/4) = 2{,}30$ м/с, число Рейнольдса около 165 тыс., $\lambda = 0{,}0204$ ; $\Delta p_{\text{тр}} = 0{,}0204\cdot\dfrac{2400}{0{,}062}\cdot\dfrac{1040\cdot 2{,}30^2}{2}$ $= 2{,}17$ МПа.
Давление на устье: $32{,}00 - 24{,}49 + 2{,}17 = 9{,}68$ МПа.
Предел: забойное давление не выше $36 - 1 = 35$ МПа, отсюда $q_{\max} = 60\cdot(35 - 22) = 780$ м³/сут. При этом расходе $v = 2{,}99$ м/с, $\lambda = 0{,}0200$ , трение 3,60 МПа, и давление на устье $35 - 24{,}49 + 3{,}60 = 14{,}11$ МПа.
Если пересчитать предел на устье по одной гидростатике, $35 - 24{,}49 = 10{,}51$ МПа, скважине разрешат лишь около 635 м³/сут — на 19 % меньше допустимого.
Обратная ошибка: на устье держат 14,11 МПа, а приёмистость упала вдвое из-за засорения. Расход снизится примерно до 459 м³/сут, трение — до 1,30 МПа, и без трещины забойное давление стало бы $14{,}11 + 24{,}49 - 1{,}30 = 37{,}30$ МПа — выше давления раскрытия: трещина раскроется.

Ответ: План 600 м³/сут требует 9,68 МПа на устье; без раскрытия трещины скважина примет до 780 м³/сут при 14,11 МПа на устье. Предел давления на устье верен только для своего расхода.

Что это значит. Трение в НКТ при 600–780 м³/сут — два-четыре мегапаскаля, сравнимо с запасом до давления разрыва, поэтому пересчёт между устьем и забоем без трения ошибается в обе стороны: по одной гидростатике предел занижен при большом расходе, а устьевой предел, найденный при большом расходе, опасен при малом. Надёжнее ограничивать забойное давление, рассчитанное по устьевому давлению и расходу, или задавать предел устьевого давления как кривую от расхода (рисунок ниже). Охлаждение породы со временем снижает давление раскрытия, и предел пересматривают по новым ступенчатым закачкам. Данные примера условные.

РасчётДавление на устье скважины из примера в зависимости от расхода: нужное для закачки (сплошная линия) и предельное, при котором забойное давление равно 35 МПа (штриховая); горизонталь — тот же предел, пересчитанный по одной гидростатике. Линии сходятся при наибольшем допустимом расходе. До 141 м³/сут столб воды тяжелее, чем нужно, и скважина принимает воду без давления на устье.

Контроль закачки: график Холла и другие признаки

Расход и давление по каждой скважине — ежедневно, по расходомерам водораспределительных блоков и манометрам на устьях; из них — приёмистость и график Холла.
Качество воды — взвесь, нефть, кислород, железо, бактерии — после каждой ступени подготовки и у устьев дальних скважин.
Коррозия — образцы-свидетели и датчики в водоводах, толщина стенок, железо в воде.
Исследования скважин — падение давления после остановки (falloff test): пластовое давление, проницаемость, скин; профили приёмистости по стволу (промыслово-геофизические исследования) — какие пропластки принимают воду; ступенчатые закачки — давление раскрытия трещины.
Пласт — компенсация отбора по участкам (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти), карты давления, индикаторные исследования: с какими добывающими скважинами связана нагнетательная.

Самый дешёвый и чувствительный инструмент — график Холла (Hall plot): по оси абсцисс — накопленная закачка $W$ , по оси ординат — накопленная сумма превышений забойного давления над пластовым, умноженных на время, $\Sigma(p_w - \bar p)\Delta t$ . Связь наклона с проницаемостью и скином выведена в уроке о повреждении пласта; для контроля достаточно того, что при установившейся закачке за каждый период $(p_w - \bar p)\Delta t = q\Delta t/I$ , то есть сумма растёт пропорционально закачке с наклоном $1/I$ .

Наклон графика Холла и приёмистость

m_H = \frac{\Delta\!\left[\sum (p_w - \bar p)\,\Delta t\right]}{\Delta W} = \frac{1}{I}

где:

$m_H$ наклон графика Холла на участке, МПа·сут/м³
$\Delta W$ закачка за участок, м³
$\Delta t$ длительность периода осреднения (сутки, месяц), сут
$I$ средний коэффициент приёмистости за участок, м³/(сут·МПа)

Единицы: метрические промысловые

Справедливо, если

закачка в каждом периоде близка к установившейся, пластовое давление в области закачки почти не меняется — его рост тоже увеличивает наклон;
забойное давление пересчитывают с устья с учётом гидростатики и трения при фактическом расходе;
наклон за участок — средняя величина: если приёмистость менялась внутри участка, наклон — среднее значение $1/I$ с весом закачки.

Прямая — состояние скважины не меняется. Наклон растёт — приёмистость падает (засорение, рост пластового давления). Наклон падает — приёмистость растёт: после обработки или при раскрытии трещины; во втором случае давление при росте расхода почти не растёт и стоит у давления раскрытия.

История закачки в нагнетательную скважину (средние за месяц)

Месяц: 1
Расход, м³/сут: 600
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 18 000
Σ, МПа·сут: 300

Месяц: 2
Расход, м³/сут: 600
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 36 000
Σ, МПа·сут: 600

Месяц: 3
Расход, м³/сут: 600
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 54 000
Σ, МПа·сут: 900

Месяц: 4
Расход, м³/сут: 600
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 72 000
Σ, МПа·сут: 1200

Месяц: 5
Расход, м³/сут: 570
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 89 100
Σ, МПа·сут: 1500

Месяц: 6
Расход, м³/сут: 535
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 105 150
Σ, МПа·сут: 1800

Месяц: 7
Расход, м³/сут: 500
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 120 150
Σ, МПа·сут: 2100

Месяц: 8
Расход, м³/сут: 470
Забойное давление, МПа: 32,0
W, м³: 134 250
Σ, МПа·сут: 2400

Месяц: 9
Расход, м³/сут: 640
Забойное давление, МПа: 31,0
W, м³: 153 450
Σ, МПа·сут: 2670

Месяц: 10
Расход, м³/сут: 640
Забойное давление, МПа: 31,0
W, м³: 172 650
Σ, МПа·сут: 2940

Месяц: 11
Расход, м³/сут: 640
Забойное давление, МПа: 31,0
W, м³: 191 850
Σ, МПа·сут: 3210

Месяц: 12
Расход, м³/сут: 640
Забойное давление, МПа: 31,0
W, м³: 211 050
Σ, МПа·сут: 3480

Месяц: 13
Расход, м³/сут: 1050
Забойное давление, МПа: 36,1
W, м³: 242 550
Σ, МПа·сут: 3903

Месяц: 14
Расход, м³/сут: 1150
Забойное давление, МПа: 36,2
W, м³: 277 050
Σ, МПа·сут: 4329

Месяц: 15
Расход, м³/сут: 1250
Забойное давление, МПа: 36,2
W, м³: 314 550
Σ, МПа·сут: 4755

Месяц	Расход, м³/сут	Забойное давление, МПа	W, м³	Σ, МПа·сут
1	600	32,0	18 000	300
2	600	32,0	36 000	600
3	600	32,0	54 000	900
4	600	32,0	72 000	1200
5	570	32,0	89 100	1500
6	535	32,0	105 150	1800
7	500	32,0	120 150	2100
8	470	32,0	134 250	2400
9	640	31,0	153 450	2670
10	640	31,0	172 650	2940
11	640	31,0	191 850	3210
12	640	31,0	211 050	3480
13	1050	36,1	242 550	3903
14	1150	36,2	277 050	4329
15	1250	36,2	314 550	4755

Месяц принят равным 30 сут, пластовое давление — 22 МПа; Σ — накопленная сумма $(p_w - \bar p)\Delta t$ . Забойное давление — по пересчёту с устья, как в предыдущем примере. Данные условные.

Расчётный примерЧто произошло со скважиной: разбор по графику Холла

Исходные данные (условные)

История: таблица выше: месяцы 1–4 — обычная закачка, 5–8 — расход падает при прежнем давлении, в начале 9-го — кислотная обработка, с 13-го расход подняли до 1050–1250 м³/сут
Давление раскрытия трещины: 36,0 МПа на забое по ступенчатой закачке

Решение

Месяцы 1–4: $\Delta\Sigma = 1200$ МПа·сут, $\Delta W = 72\,000$ м³; наклон $1200/72\,000 = 0{,}01667$ , приёмистость $72\,000/1200 = 60{,}0$ м³/(сут·МПа).
Месяцы 5–8: $\Delta\Sigma = 1200$ , $\Delta W = 62\,250$ ; наклон 0,01928 — больше на 16 %, приёмистость 51,9: призабойная зона засоряется.
Месяцы 9–12: $\Delta\Sigma = 1080$ , $\Delta W = 76\,800$ ; наклон 0,01406, приёмистость 71,1 — выше начальной: обработка сняла не только новое засорение, но и часть старого.
Месяцы 13–15: $\Delta\Sigma = 1275$ , $\Delta W = 103\,500$ ; наклон 0,01232, кажущаяся приёмистость 81,2. Расход вырос с 1050 до 1250 м³/сут, а забойное давление стоит на 36,1–36,2 МПа — у давления раскрытия трещины. Без трещины расход 1050 м³/сут при приёмистости 71,1 потребовал бы $22 + 1050/71{,}1 = 36{,}8$ МПа.

Ответ: Засорение в месяцы 5–8 (приёмистость с 60,0 до 51,9), удачная обработка (71,1) и с 13-го месяца — закачка через трещину: кажущаяся приёмистость 81,2 при давлении, упёршемся в давление раскрытия.

Что это значит. Падение наклона в последнем участке похоже на успех, но это трещина: при приёмистости 71,1 скважина без трещины приняла бы не больше $71{,}1\cdot(35 - 22) = 924$ м³/сут при запасе в 1 МПа. Дальше решают по геологии: если трещина пойдёт к добывающей скважине, расход снижают; если закачка выше давления раскрытия предусмотрена проектом, следят за обводнением ближайших добывающих скважин. Причину засорения в месяцы 5–8 ищут в воде — взвесь, нефть, продукты коррозии — и подтверждают исследованием на падение давления. Данные примера условные.

РасчётГрафик Холла по истории закачки из таблицы: точки — конец каждого месяца, пунктир — продолжение наклона месяцев 1–4. Наклон растёт при засорении (месяцы 5–8, точки уходят выше пунктира), падает после обработки (9–12) и ещё сильнее — при закачке через трещину (13–15).

Термины и обозначения

ППД: поддержание пластового давления; так называют и закачку, и всю её систему.
КНС, БКНС: кустовая насосная станция (блочная — из готовых блоков), подающая воду под давлением к группе нагнетательных скважин.
ЦНС: центробежный секционный насос; марка указывает подачу в м³/ч и напор в метрах.
ВРБ: водораспределительный блок: расходомеры и регуляторы расхода на каждую скважину.
Совместимость вод: способность воды смешиваться с другой водой и контактировать с породой без осадков, набухания и переноса глин.
Деаэрация: удаление кислорода из воды снижением его парциального давления — вакуумом или отдувкой газом.
Поглотитель кислорода: реагент, связывающий остаток кислорода после деаэрации, например бисульфит натрия.
Коэффициент приёмистости $I$: расход закачки на единицу превышения забойного давления над пластовым, м³/(сут·МПа).
Давление раскрытия трещины: забойное давление, выше которого пласт принимает воду через растущую трещину; находят ступенчатой закачкой.
График Холла: накопленная сумма $(p_w - \bar p)\Delta t$ против накопленной закачки; наклон равен $1/I$ .

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Обе воды годятся для закачки по отдельности — значит, их можно смешать».

На самом деле

Вода с барием и вода с сульфатом каждая по отдельности чисты, а вместе дают барит в трубах и скважинах — в примере урока десятки тонн в год. Совместимость проверяют для всех пропорций смешения.

Неверно

«Предел давления на устье — давление разрыва минус вес столба воды».

На самом деле

Это верно только без трения. При большом расходе трение в НКТ — мегапаскали, и такой предел занижает допустимый расход; а предел, найденный при большом расходе, опасен при малом. Ограничивают забойное давление.

Неверно

«Поглотитель кислорода надёжнее деаэратора — просто добавим его больше».

На самом деле

На полную химическую очистку морской воды ушли бы сотни тонн реагента в год, а реагент ещё и добавляет сульфат. Поглотитель дочищает остаток после механической деаэрации.

Неверно

«Давление закачки выросло — значит, скважина засоряется».

На самом деле

Давление могли поднять ради расхода, мог вырасти пластовый. О засорении говорит падение приёмистости — рост наклона графика Холла.

Неверно

«Наклон графика Холла упал — обработка удалась».

На самом деле

Наклон падает и при раскрытии трещины. Если забойное давление при росте расхода стоит у давления раскрытия, вода идёт через трещину.

Связь с другими темами

Попутная вода: состав, очистка и утилизация — очистка попутной воды и водный баланс промысла.
Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти — зачем и сколько воды закачивают: компенсация отбора, системы размещения скважин.
Источники повреждения пласта — засорение при нагнетании, индекс насыщения, масса осадка и вывод графика Холла.
Механика горных пород для гидроразрыва — ступенчатая закачка и давление раскрытия трещины, влияние холодной воды.
Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение — давление гидроразрыва пород и как его оценивают.
Установившийся радиальный приток — коэффициент продуктивности — та же формула, что для приёмистости.
Многофазный поток в лифтовых трубах — трение в трубах и коэффициент гидравлического сопротивления.
Концепции обустройства месторождений — место системы ППД и кустовых насосных станций в обустройстве, объёмы закачки за жизнь месторождения и электростанция промысла на попутном газе.

Проверьте себя

1
В пласте с барием в пластовой воде собираются закачивать морскую воду. Что из перечисленного прежде всего снижает риск сульфатных отложений?
1. А.Удаление сульфатов из морской воды мембранами
2. Б.Подогрев воды
3. В.Хлорирование
4. Г.Деаэрация воды
Показать ответ
Правильный ответ: А. Удаление сульфатов из морской воды мембранами
Барит образуется из бария пластовой воды и сульфата закачиваемой. Деаэрация и хлорирование борются с коррозией и бактериями, подогрев на растворимость барита влияет слабо. Убрать сульфат — значит убрать один из двух ионов; другие пути — иной источник воды или ингибиторы при умеренном пересыщении.
2
Нагнетательная скважина глубиной 2000 м принимает 500 м³/сут при давлении на устье 6,0 МПа; плотность воды 1050 кг/м³, трение в НКТ 1,5 МПа, пластовое давление 20 МПа. Найдите забойное давление и коэффициент приёмистости.
Показать ответ
Столб воды $1050\cdot 9{,}81\cdot 2000 = 20{,}6$ МПа. Забойное давление $6{,}0 + 20{,}6 - 1{,}5 = 25{,}1$ МПа, превышение над пластовым 5,1 МПа, приёмистость $500/5{,}1 \approx 98$ м³/(сут·МПа). Если забыть трение, приёмистость получилась бы $500/6{,}6 \approx 76$ — почти на четверть меньше.
3
Наклон графика Холла за последние три месяца вырос на 30 %, пластовое давление в области закачки по исследованию не изменилось. Что это значит и что делать?
1. А.Приёмистость упала примерно на четверть: призабойная зона засоряется — проверить воду и обработать скважину
2. Б.Раскрылась трещина: снизить давление
3. В.Ничего: наклон графика Холла не связан с приёмистостью
4. Г.Приёмистость выросла на 30 %: можно увеличить закачку
Показать ответ
Правильный ответ: А. Приёмистость упала примерно на четверть: призабойная зона засоряется — проверить воду и обработать скважину
Наклон равен $1/I$ : рост на 30 % — это падение приёмистости до $1/1{,}3 \approx 0{,}77$ прежней, почти на четверть. При неизменном пластовом давлении причина — засорение призабойной зоны: проверяют качество воды (взвесь, нефть, железо, бактерии), подтверждают исследованием на падение давления и планируют обработку.
4
Почему для удаления кислорода из воды недостаточно просто откачать воздух над ней до 10 кПа (абс.), если нужно оставить 20 ppb при насыщении 9 мг/л?
Показать ответ
Нужное парциальное давление кислорода по закону Генри — $21{,}2\cdot 0{,}020/9 \approx 0{,}047$ кПа. Если над водой воздух при 10 кПа, кислорода в нём $0{,}21\cdot 10 = 2{,}1$ кПа — в 45 раз больше. Над водой должен быть почти чистый водяной пар или бескислородный газ: вакуум глубже (вода при этом кипит, и пар вытесняет воздух) или отдувка азотом, а остаток — поглотитель.
5
Насосная станция работает на четыре скважины; одна из них, с малой приёмистостью, требует на 5 МПа больше остальных. Какие решения уменьшат потери энергии?
Показать ответ
Насосы держат давление по самой «тугой» скважине, остальные дросселируют, и мощность $q\,\Delta p/86{,}4$ кВт уходит в штуцеры. Помогают: обработка «тугой» скважины (кислота, гидроразрыв), чтобы ей хватало общего давления; отдельный насос у её устья; разделение скважин по уровням давления; частотное регулирование насосов вместо дросселирования.
6
Что говорит Водный кодекс Казахстана о закачке в недра пластовых вод, добытых вместе с нефтью?
1. А.Она требует только уведомления
2. Б.Она разрешена только на море
3. В.Она запрещена
4. Г.Условие иметь экологические разрешения и разрешение на специальное водопользование, установленное для сброса и закачки таких вод, на закачку для поддержания пластового давления не распространяется
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Условие иметь экологические разрешения и разрешение на специальное водопользование, установленное для сброса и закачки таких вод, на закачку для поддержания пластового давления не распространяется
По пункту 4 статьи 123 Водного кодекса сброс подземных вод, попутно забранных при недропользовании, и их закачка в недра допускаются только при наличии экологических разрешений и разрешений на специальное водопользование — за исключением закачки пластовых вод, добытых попутно с углеводородами, для поддержания пластового давления. Закачка в поглощающие горизонты под исключение не подпадает. Остальные требования к промыслу — проект, экологическое разрешение на объект — остаются в силе.

Обновлено: 19 октября 2026 г.