Практика в нефтяном деле. otchet — ред. Альметьевский государственный нефтяной институт
 Скачать 1.98 Mb.
|
|
2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов Физико-химические свойства нефтей и газов изучались в нефтегазовом секторе ТатНИПИнефть и ЦНИЛ ассоциации «Татнефть». Отбор проб и анализ образцов проводились с помощью известного оборудования в соответствии с общепринятой методологией и в соответствии с государственными стандартами. В данном отчете были сделаны качественные определения параметров пластового масла для 26 скважин. Доступные данные в таблице. 4, указывают, что значения параметров пластового масла, поверхностного масла и газа изменяются. Таким образом, давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднее арифметическое значение по площади составляет 8,98 МПа, содержание газа от 53,1 до 67,8 м3 / т, в среднем 62,9 м3 / т, отношение объема от 1,1120 до 1,1180, в среднем 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г / см3, в среднем 0,8096 г / см3, плотность дегазированной нефти составляет в среднем 0,8625 г / см3, вязкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81 мПа · с, в среднем 3,53 мПа · с и вязкость нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 20,25 сП (14,6-25,9 сП). Содержание серы составляет в среднем 1,6%, асфальтен - 2,8 мас.%. Нефть в поверхностных условиях по вязкости можно отнести к группе средних масел, выход легких фракций составил 7,3% по объему при перегонке до 100 ° С, от 26,3 до 200 ° С и от 47 до 300 ° С. состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях составляет в среднем 1,2690 г / л, а в поверхностных условиях - в среднем 1,2960 г / л. Газ содержит метан - 39,76%, этан - 23,4%, пропан-бутановые фракции - 16,85%, азот - 8,71% объемных. Таблица 2.4-Свойства пластовой нефти и газов
Продолжение таблицы 2.4
Подземные воды пашинских отложений Зеленогорско площади Ромашкинского месторождения представлены хлоральциевым (по В. А. Суслину) рассолом, общая минерализация которого колеблется от 249,6 до 281,5 г / л. Характерным для пластовых вод терригенного девона является небольшое количество сульфатного иона. На площади в водохранилищах пашских отложений содержание сульфатных ионов колеблется от следов до 55,6 мг / л. В естественных условиях в водохранилищах пашских отложений нет сероводорода. Тем не менее, введение свежей речной воды, содержащей сульфаты и сульфат-восстанавливающие бактерии в нефтяные пласты с целью ППД, приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг / л и увеличивает скорость коррозии металла в воде. Метан является преобладающим в составе растворенного газа в пластовых водах. Газонасыщенность воды колеблется от 300-700 см3 / л, эластичность растворенного газа составляет 60-130 МПа. Общее количество углеводородных газов составляет 60-75%, из которых этан и выше - от 4 до 38%, коэффициент углеводородного азота - от 1,4 до 3. Плотность пластовой воды составляет в среднем 1,1839 г / см3, вязкость воды в резервуаре составляет 1,9845 сП. Температура полученной воды составляла 35,5 ° С. Средние результаты измерений плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в таблице. 5. Таблица 2.5-Зависимость плотности и вязкости нефти от обводненности и температуры
3 Анализ текущего состояния разработки 3.1 Характеристика показателей разработки В промышленном развитии Зеленогорская площадь была введена в 1951 году, она находится на поздней стадии развития и характеризуется высоким поливом производства, значительным изменением структуры распределения запасов, концентрацией в трудноизвлекаемых. До 1957 года в районе было пробурено 3 ряда эксплуатационных скважин на сетке 1000 х 600 м. Линия внешнего давления, разработанная ВНИИ, была пробурена на расстоянии 2000 м от первого производственного объекта. В 1957 году МНП решил пробурить нулевую производственную линию на расстоянии 1300 м от внешней инъекции. В 1960 году, согласно проекту, ТатНИПИ предложил выполнить центральную резку, создать высокое давление в некоторых районах области и открыть нижние слои. Резка площади позволила увеличить темпы добычи нефти до 3,5-3,6% от первоначальных извлекаемых запасов. Однако отсутствие насосов высокого давления и невыполнение рекомендаций по вскрытию не позволило достичь уровня проекта. В 1965 году был разработан пересмотренный проект разработки, в рамках которого было предложено организовать участки затопления в районах, не охваченных впрыском воды, и в дополнение к бурению 100 скважин, включая дополнительный ряд между 1 и 2 производственными рядами. Тогда район был разработан в соответствии с утвержденными проектами. До следующего проектного документа (1978 г.) наблюдалось снижение темпов добычи нефти с увеличением водозаборов. Структура резервов изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Уровни проектирования этого документа не были выполнены, и в связи с этим в 1981 году был составлен пересмотренный проект разработки. С момента своего создания прошло 17 лет. Деятельность по проекту до 1993 года была проведена удовлетворительно. Отклонения в выборе масла в этот период времени были незначительными. Однако в 1993-95 гг. Величина отклонения стала значимой из-за несоблюдения буровых работ. Кроме того, к настоящему времени система поддержания пластового давления устарела. Формирование его происходило в Зеленогорской площади около 40 лет назад и, следовательно, не отвечает требованиям оптимального режима впрыска воды в продуктивные слои. На начало 2011 года из территории было добыто 87 819 563 тыс. тонн нефти, что составляет 85,7% от первоначальных извлекаемых запасов, для компенсации отбора резервуара ДI было перекачено 88696 тыс. Куб. М воды. В 2010 году 401,2 тыс. Тонн нефти. Годовой темп добычи нефти составляет 2,67%. По состоянию на 01.01.2011 года наибольшая доля запасов приходится на резервуар г1, темп добычи которого составляет 97,0% от первоначальных извлекаемых запасов и 55% балансовых запасов. Доля его участия в отборе нефти в блоке составляет 40,2%. По слоям “а” и “г2+3” объем запасов, выходящих за пределы «г1», составляет 73,7% и 97,8% извлекаемых запасов, а доля добычи нефти составляет 13,3% и 25,4% соответственно суммы на блок. Для остальных слоев доля участия не превышает 10%. Наибольшая производительность характеризуется высокопродуктивными водохранилищами, которые составляют 89,8% первоначальных извлекаемых запасов, самый низкий - низкодоходный резервуар (10,9%). Высокопродуктивные глинистые песчаники занимают промежуточное положение (62,6%). В целом доля запасов нефти в верхнем слое швов увеличилась, а доля запасов более низкой упаковки значительно снизилась. Таким образом, если в водохранилище «г1» было 35,4% первоначальных запасов, то 22,1% резервных запасов в пласте «г2 + 3» составляли 7,2 и 3,3% соответственно. По данным коллекторских групп, структура первоначальных извлекаемых запасов также значительно изменилась. По данным высокопроизводительной группы, не содержащей глины, доля запасов уменьшилась с 91,6% до 63,4%, доля резервов увеличилась с 4,0 до 10,2% и 4,4 до 26,4% соответственно для высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных групп , Интенсивность производства третьего блока ниже, чем в остальных блоках Зеленогорской площади. На его долю приходится 32,3% остаточных извлекаемых запасов, а его доля в первоначальном запасе объекта составила 24,2%. Стремление развивать относительно быстро извлекаемые запасы с высокими темпами, шквал самых продуктивных основных слоев, необоснованно большие объемы закачки воды, создавая высокие пластовые давления, достигающие 180-200 МПа, привел к тому, что в 1998 году годовой объем добычи нефти сократился на 56% по сравнению с проектом. Такая система развития привела к противоречию с принципами создания трудноизвлекаемых резервов. В итоге целенаправленных мероприятий по увеличению производительности системы заводнения путём реконструкции подводящих и разводящих водоводов, дифференсации насосных агрегатов, вступления повторяющейся закачки, за последние 5 лет получилось добиться понижения пластового давления по нижним пластам до 160-165 МПа, понижения объёмов добываемой жидкости и уменьшения обводнённости на 4% ниже проектного. 3.2 Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации. По состоянию на 01.01.2011 весь фонд третьего блока составляет 794 скважины. Он включает 435 добывающих скважин и 71 нагнетательную скважину. Эксплуатационный фонд эксплуатационных скважин составляет 435 скважин, из которых 198 оснащены ЕЦН и 189 ШГН. По состоянию на 1 января 2006 года в операционном фонде насчитывалось 387 скважин: 198 - ЕЦН и 189 ШГН; в бездействии - 48 скважин.В существующей нагнетательной скважине имеется 34 скважины, остальные 37 скважин были ликвидированы или ожидают ликвидации. По состоянию на 1.01.11. С участка 85,2% нефти было извлечено из первоначальных извлекаемых запасов. Коэффициент восстановления нефти достиг 0,436, коэффициент водяного масла - 1,6. Согласно последнему проектному документу на площади планируется пробурить только 812 скважин и 46 подструктур (с учетом и фонда давления). В начале 2006 года было пробурено 764 скважины, т.е. 94,1% от проекта. Оставшийся фонд для бурения - 48 скважин. 4 Организация процесса ППД на промысловом объекте 4.1 Источники водоснабжения Для поддержания пластового давления путем заводнения используется пресная вода (вода рек) - Камская вода из УТЖ для ППД, сточные воды - вода, добываемая вместе с нефтью. Основная схема впрыска пресной воды следующая: водозабор → очистные сооружения → коагуляция - гравий-песок → резервуар для чистой воды → второй насос для откачки → третий подъемный насос → KNS → BG → скважина. Схематическая схема впрыска сточных вод следующая: добыча скважины → GZU → DPS → товарный парк → очистная установка → резервуар для очищенной воды → насос для откачки → KNS → BG → нагнетательная скважина (Приложение B). На водозаборных и передаточных станциях используются центробежные насосы: У-900-90, ЦНС -900-90, секционные насосы: ЦНС -850-240-960, ЦНС -500-160-880, ЦНС -300-120-600 , ЦНС -180-85 ÷ 425, ЦНС -105-98 ÷ 490, ЦНС -60-50 ÷ 250. Насосная станция должна быть оборудована: клапаном на входе и выходе насоса. На насосах большого диаметра и давления с электроприводом в нефтяной промышленности используются только стальные клапаны и клапаны. Номинальный диаметр и давление выбираются с максимально допустимым рабочим давлением. Например: подводящий водопровод ø 500 мм; давление - 16 кг / см2 (1,6 МПа); клапан Dу-500; Ру-25; на выходе насоса: обратный клапан (давление и диаметр выбраны аналогично клапанам). Клапаны большого диаметра могут быть оснащены байпасной линией малого диаметра, чтобы открыть большой задвижку. Обязательно принимать и разряжать насос должен быть эл. контактный манометр, установленный через трехходовой клапан, при необходимости - через разделитель фаз и импульсную трубку. Каждая насосная станция оснащена измерительным устройством для перекачиваемой жидкости и приборов. Затем через трубопроводы для промышленного водоснабжения (стальные трубы ø 150 ÷ 1020 мм с толщиной стенки допустимого рабочего давления + 20%, вода закачивается на насосные станции (СПС)). Кустовые насосные станции имеют капитальное и блочное исполнение. КНС системы предназначены для перекачивания технологической жидкости (воды) через систему трубопроводов и блок гребней (БГ) в нагнетательные скважины и швы. ЦНС оснащены насосным агрегатом: а) центробежными секционными: ЦНС-40, ЦНС-63, ЦНС-80, ПЭ-90, ЦНС-180, ЦНС-500 напором от 850 до 1900 м.в.ст.; б) горизонтальными насосными установками ГНУ фирмы "Reda" – 500, 1000, 1500 напором от 1000 до 1820 м.в.ст.; в) установками электроцентробежными УЭЦП: УЭЦП14(16) 500, 1000, 2000, 3000 напором от 1000 до 1800 м.в.ст.; г) установками электроцентробежными погружными УЭЦН: УЭЦН-40, 80, 130, 160, 200, 250, 360, 400, 500, 700 напором от 800 до 1600 м.в.ст. Есть система освещения, система отопления, система вентиляции, система электроснабжения, канализационная система, система приборов и телемеханики, система смазки, система охлаждения, система трубопроводов, запорная арматура, устройства регулирования, предохранительные устройства. Запирающие устройства: на впускном клапане насоса Dу-150, Ру-40 с электроприводом или без него; на взлетном клапане D-100 или 150, PN-160 или 250 с электроприводом или без него. Клапаны типа ЗВР, ЗВРЭ, обратные клапаны ECO типа 100х210 или 150х210, КОП-80х160, 150х40, 200х40. Манометры - электроконтакт (ЭКМ): 40, 160, 250 или датчики давления «МИДА». Расходомеры: «Взлет», «Взлет MR», SVU-50, SVU-25. В системе смазки используются: шестеренные насосы Ш-5-25-3,6 / 4, масляный бак, масляные фильтры, кулеры с потреблением воды 6 м3 / сут. В канализационной системе используются насосы: CNS-38-44 / 220, CNS-60-63 / 330 или 12NA-9, дренажные насосы 1СЦВ-1,5М. Блок-гребни производятся в нескольких типах: BG (блок-гребень), BG-5 ÷ 8 (от 5 до 8 усов), Рр-160 атм (16 МПа), Рр-210 атм (21 МПа); BVV (распределитель воды) для 4 скважин, Pp-210 атм (21 МПа) с расходомерами VCU-25. Предназначены для регулирования, распределения и учета воды усами (колодцами). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||