Технологические аспекты подготовки нефти, попутно добываемой пластовой воды и воды для заводнения эксплуатационных объектов нефтяных пластов (система поддержания пластового давления ППД) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции Бузулукской нефтегазоносной области
Authors: Овинников Н.В. , Дериглазов Е.В. , Стрижов Н.В. 
Published: October 2024

Современным направлением для всех нефтедобывающих компаний является повышение рентабельности разрабатываемых месторождений за счёт снижения капитальных затрат и ранней монетизации добываемой продукции. В этой связи, на ранних стадиях разработки месторождений, как правило, из-за недостаточной изученности скважинных флюидов, возникают технологические проблемы при разделении материальных потоков и подготовке товарной продукции. Особенно это актуально при подготовке продукции скважин, имеющих в составе флюида сероводород, сернистые соединения, углекислый газ, высококонцентрированные рассолы, соли в дисперсной фазе (наличие солей в нефти при отсутствии воды). Таким набором осложняющих факторов обладают флюиды нефтегазоносных пластов Бузулукской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. При этом, особенно на ранней стадии разработки месторождений, не всегда недропользователи могут учесть осложняющие факторы, которые сначала отсутствуют и проявляются через достаточно длительное время после начала эксплуатации. В этой статье, предназначенной для широкого круга специалистов, занимающихся разработкой месторождений, подготовкой продукции скважин, проектированием объектов подготовки нефти (конденсата), газа и попутно добываемой пластовой воды, изложены основные аспекты, осложняющие разделение и подготовку продукции скважин до требуемых параметров, и рекомендации по методам их преодоления для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции Бузулукской нефтегазоносной области. Авторы выражают благодарность Э.М. Вейцу и Э.Б. Вальяниной (ООО «Гидрогеология» г. Томск) за проведенную работу по моделированию смешения вод пластов Д0-1, С4-С6, А4, А3, пресной воды верхнепермского карбонатно-терригенного гидрогеологического комплекса (P2t) для выявления возможных осложнений в результате смешения пластовых вод при подготовке нефти и попутной пластовой воды.

The modern direction for all oil producing companies is to increase the profitability of the fields being developed by reducing capital costs and early monetization of the products produced. In this regard, at the early stages of field development, as a rule, due to insufficient knowledge of borehole fluids, technological problems arise in the separation of material flows and the preparation of marketable products. This is especially important in the preparation of well products containing hydrogen sulfide, sulfur compounds, carbon dioxide, highly concentrated brines, salts in the dispersed phase (the presence of salts in oil in the absence of water). Such a set of complicating factors is possessed by the fluids of the oil and gas bearing formations of the Buzuluk oil and gas region of the Volga-Ural oil and gas province. At the same time, especially at the early stage of field development, subsurface users cannot always take into account the complicating factors that are initially absent and manifest themselves quite a long time after the start of operation. This article, intended for a wide range of specialists involved in field development, well product preparation, design of oil (condensate), gas and produced reservoir water treatment facilities, outlines the main aspects that complicate the separation and preparation of well products to the required parameters, and recommendations on methods to overcome them for the Volga-Ural oil and gas province of Buzuluk the oil and gas region. The authors express their gratitude to E. M. Weitz and E.B. Valyanina (Hydrogeology LLC, Tomsk) for their work on modeling the mixing of waters of formations D0-1, C4-C6, A4, A3, fresh water of the Upper Permian carbonate-terrigenous hydrogeological complex (P2t) to identify possible complications as a result of mixing of reservoir waters during preparation oil and associated reservoir water.