CC BY
0Рассмотренные каскадные коды являются более эффективными по критерию исправляющей способности, чем непрерывные коды и сравнимы по эффективности с блочными кодами БЧХ с длиной n ~ 1000.
Обратной стороной использования каскадных кодов является высокая избыточность, поэтому в каналах с более высокой энергетикой (h2> 3) целесообразнее использовать блочные коды.
Если требуется простота реализации и высокая скорость декодирования, допустимо использование непрерывных кодов (h2> 6).
Список литературы
1. Clark G. C. Jr., Cain J. B., Error-Correction Coding for Digital Communications. - New York, Plenum Press, 1981. - 392 p.
2. Digital Video Broadcasting (DVB); Framing structure, channel coding and modulation for digital terrestrial television (DVB-T). - Standard ETSI EN 300 744 V1.6.2 (2015-10). - 2015. - 66 p.
3. Pieshkin A/M .Comparison of methods for the synthesis of error-correcting code parameters to assess their noise immunity properties.// 4th Int. Sc. Conf. of Physics and technological problems of wireless devices, telecom-s, nano- and microelectronics, 23-25 October 2014, Chernivtsi, Ukraine - abstract
4. Urivsky L.A., Pieshkin A.M. Assessment of bound correcting abilities of convolutional codes based on equivalent parameters of block codes // Abstracts of the 7th International Scientific and Practical Conference «Problems in Telecommunications-2013». - p.p. 350...353.
5. Uryvskiy L.A., Pieshkin A.M. Optimal error-correcting codes by criteria of maximum approach to Shannon bound / 6th International Scientific and Practical Conference « Problems in Telecommunications -2012». - p.p. 287.289.
6. У. Питерсон, Э. Уэлдон. Коды, исправляющие ошибки: Пер. с англ. - М.: «Мир», 1976. - 593 с.
Елашева О.М.
доцент, кандидат технических наук, кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, Самарский Технический Университет;
Хохлова Н.Ю.
доцент, кандидат биологических наук, кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений, Самарский Технический Университет
ВЛИЯНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ НА КАЧЕСТВО ВОДЫ ПРИМЕНЯЕМОЙ ДЛЯ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА СОСНОВСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
THE INFLUENCE OF MECHANICAL IMPURITIES AT WATER QUALITY USED FOR RESERVOIR MAINTAIN FORMATION PRESSURE SYSTEM OF SOSNOVSKOGO OIL FIELD
Elasheva O.M.
Associate Professor, PhD, the Department of Development and exploitation of oil and gas fields, Samara
State Technical University;
Khokhlova N.Y.
Associate Professor, PhD, the Department of Development and exploitation of oil and gas fields, Samara
State Technical University
АННОТАЦИЯ
В представленной работе проведена оценка качества воды, поступающей в систему поддержания пластового давления, проанализированы и объяснены причины затухания приемистости нагнетательных скважин Сосновского месторождения.
ABSTRACT
In this work, we have presented the grade estimation of water coming to the reservoir pressure maintenance system, analyzed and explained the reasons of fade-out injection capacity of re-injection wells Sosnovskogo oilfield.
Ключевые слова: нефтяное месторождение, вода, система поддержания пластового давления, механические примеси, нагнетательные скважины, нерастворимые осадки.
Keywords: oil field, water, reservoir pressure maintenance system, mechanical impurities, the injection wells, insoluble precipitates.
Эффективность работы системы ППД (поддержания пластового давления) зависит от качества закачиваемой в пласт воды. Она не должна содержать веществ, загрязняющих нагнетательные скважины. При содержании нефти в закачиваемой в нефтяной пласт воде проницаемость призабой-
ной зоны снижается, что обусловлено особенностью движения двухкомпонентной жидкости в пористой среде.
При оценке пригодности воды для нагнетания основное значение имеют физические свойства нефтяного пласта, совершенство его вскрытия,
химическии состав его пород и пластовых вод, состав нагнетаемой в пласт воды, и характер примесей, присутствующих в воде. Необходимо отметить, что процесс подготовки воды невозможно рассматривать без взаимосвязи со всеми остальными процессами добычи нефти.
На рассматриваемом Сосновском месторождении нагнетаемая вода закачивается в угленосные пласты, содержащие сероводород. Но существующая система сбора нефти производит сбор девонского потока Боголюбовского месторождения содержащего железа свыше 100 мг/л и Сосновского месторождения, содержащего сероводород, что приводит к образованию сульфида железа (рис.1, УКОН - установка комплексной обработки нефти).
Механические примеси, присутствующие в закачиваемой воде с Сосновского месторождения превышают норму и составляют приблизительно 50 мкм, поэтому для устойчивой работы системы ППД необходимо применять комплекс антикоррозийных мероприятий. Кроме того, наличие нефтепродуктов приводит к их адсорбции на механических примесях.
Для выявления причин нахождения в нагнетаемой воды механических примесей, были отобраны пробы воды на УПСВ-95 (установка предварительного сброса воды) и БКНС-70 (блочная кустовая насосная станция). Из отобранных проб методом фильтрации была отобрана взвесь.
Рис. 1. Схема системы ППД Сосновского месторождения
Отобранный осадок был промыт от органической части, затем исследован методами рентгенографического и рентгеноспектрального анализа [1] (таблицы 1,2).
Проведенные исследования механических примесей, позволяют сделать вывод, что твердые взвешенные частицы, представлены в основном сульфидом железа и гипсом. Для выявления причин появления этих неорганических соединений необходимо знать физико-химические процессы, происходящие при сборе и транспортировки продукции на Сосновском месторождении.
Вода в системе ППД Сосновского месторождения представлена подтоварной водой Боголюбовского, Сосновского месторождения и подтоварной водой из товарного парка (см. рис.1). Основные проблемы системы ППД связаны с совместным сбором добываемой жидкости девонских и угленосных пластов.
Добываемая продукция Сосновского месторождения в основном представлена двумя пластами А3+А4 (58% попутно- добываемой воды) и Б2+В1 (40% попутно- добываемой воды).
Образующиеся в результате смешения вод нерастворимые осадки способствуют образованию стойких трудно-разбиваемых эмульсий. В результате этого частички неразрушенной на УПСВ эмульсии вместе с водой поступают в промежуточный резервуар вертикальный стальной (РВС). Из РВС вода самотеком поступает на БКНС 70, откуда насосами по трубопроводам нагнетается в нефтяные пласты. Вместе с водой в низконапорный водовод РВС-БКНС (имеет 9 местных изгибов) захватываются частички неразрушенной эмульсии, содержащие большое количество неорганических осадков. В местах изгибов происходит их отложение.
Таблица 1
Результаты идентификации фаз неорганической части взвеси, _присутствующей в воде, отобранной на УПСВ-95_
Межплоскостное расстояние А Относительная интенсивность Ис Фаза
4,792 20 FeS
4,226 10 CaSO4-2H2O
3,800 20 CaSO4-2H2O
3,408 10 FeOOH
3,030 20 CaSO4-2H2O
2,712 10 CaSO4-2H2O, FeS
2,492 10 FeOOH
2,241 100 FeOOH
2,090 30 FeS
1,924 10 FeS
1,857 5 Fe9S8
1,822 10 CaSO4-2H2O
1,773 10 Fe9S8
1,588 2 FeOOH
1,295 2 Fe9S8
Таблица 2
Элементарный состав взвеси, присутствующий в нагнетаемых водах,
_отобранных на УПСВ-95_
элемент Содержание в осадке, %мас.
1 участок 2 участок 3 участок 4 участок
O 47,15 42,17 47,3 10,35
Si 0,54 0,59 0,43 0,14
S 18,5 17,93 12,34 8,39
Ca 1,11 1,00 0,67 1,25
Ba 9,43 10,52 11,61 30,08
Fe 23,28 27,8 27,66 44,8
Для нормальной работы насоса требуется поддержание уровня воды в резервуаре не менее 7 метров, а с ростом слоя ловушечной эмульсии это становится более затруднительно.
Кроме того, в резервуаре происходит снижение давления, за счет этого уменьшается растворимость газа в воде. Скопившийся ловушечный слой не позволяет газам уходить через дыхательный клапан резервуара, в результате, из-за находящихся в закачиваемой воде пузырьков газа, возникает кавитация в насосах БКНС.
При обезвоживании нефти на УПСВ 95 можно наблюдать похожую ситуацию: накапливается слой не разделившейся эмульсии, состоящий из глобул воды, агломератов частиц твердых примесей, асфальто-смолистых веществ, микрокристаллов солей. По мере накопления, часть этого слоя сбрасывается с водной фазой в и попадает в отстойник РВС.
Наличие в закачиваемой воде нефтепродуктов и крупных взвешенных частиц (КВЧ) должно приводить к тому, что в нагнетательных скважинах должно наблюдаться постепенное затухание фильтрации и снижению приемистости скважин.
Восстановление приемистости нагнетательных скважин достигается воздействием кислотной композиции на матрицу пласта и закупоривающей поры коллектора осадок.
Таким образом, для восстановления приемистости нагнетательных скважин рекомендуем проведение большого количества кислотных обработок по нагнетательным скважинам.
Список литературы 1. Елашева О.М., Черных О.В., Пурыгин П.П., Котов С.В., Хохлова Н.Ю. Исследование некоторых направлений применения органической части АСПО нефти/ Естественные и технические науки. №2 (40), М.: «Спутник+», 2009.- с. 52-55.
