курсовая. Блока, наибольшая нефтеотдача на данный момент 32,9 %
 Скачать 236.21 Kb.
|
|
Геологические параметры отвечают критериям выбора объекта для применения ПТО. Будем производить расчёт на основании исходных данных II пласта месторождения Катангли, представленных в таблице 10. Таблица 10 - Исходные данные
Продолжение таблицы 10
Учитывая высокую вязкость, было рекомендовано внутриконтурное нагнетание теплоносителя. Площадное нагнетание обосновывается необходимостью рассредоточения теплового воздействия на возможно большой объем залежи высоковязкой нефти с целью интенсификации разработки. Из площадных систем, учитывая большое значение отношения вязкости нефти и вытесняющих агентов, наиболее рациональной является обращенная семиточечная система, обеспечивающая максимальный охват по площади. Учитывая это положение, были предложены варианты с размещением скважин с плотностью эксплуатационной сетки 500 м2, 700 м2, 1000 м2, утвержден был вариант – 500 м2. Удельный расход сухого пара:
Число парогенераторов:
Плотность влажного насыщенного пара
Коэффициент, характеризующий удельную энтальпию пласта
Продолжительность нагнетания пара п в скважину находим из номограммы (рисунок 4) по рассчитанным q’п, , r. п = 7,5 сут    Рисунок 4 –Номограммапродолжительностинагнетанияпарап Продолжительность выдержки (конденсации пара)
Коэффициент k находим по графику (рисунок 5), используя следующие числовые значения:    Рисунок 5 - Номограмма для определения среднего дебита скважины после паротепловой обработки Из номограммы следует, что коэффициент k=2,15. Средний дебит жидкости после паротепловой обработки
Продолжительность работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате обработки скважины
Эффективность паротепловой обработки:
Эффективность паротепловой обработки в год:
Вывод: в результате ПТО ПЗП дебит скважины увеличился с 2 м3/сут. до 4,3 м3/сут. При этом продолжительность работы скважины с повышенным дебитом скважины составит 230,5 сут. Что приводит к получению дополнительных 991 м3 жидкости. Проанализировав все выше изложенное, можно сделать следующий вывод: нагнетание пара во II блоке II пласта месторождения Катангли мало эффективно, но все же его необходимо продолжать, т.к. на сегодняшний день это является единственно действенным и доступным методом интенсификации добычи высоковязкой нефти месторождения Катангли. Данный расчет был сделан по техническим характеристикам парогенераторной установки и фактическим данным по геологическим условиям II пласта II блока месторождения Катангли. Но судя по реальным данным, на данном участке месторождения, например, для скважины №729 годовой прирост скважинной продукции после паротепловой обработки составляет 431 м3 в год, для скважины № 782 составляет 560 м3 в год. Дебиты данных скважин составляют 2-3 м3 в сутки, что соизмеримо с рассмотренной и рассчитанной скважиной, все геологические условия остаются постоянными. Из причин ухудшения результативности парозакачек можно выделить основную –этонесоблюдение технологических требований к получаемому пару. А именно по проектной документации степень сухости пара должна достигать 0,8 долей единиц, а на деле она не превышает и 0,46. Данная степень сухости пара говорит о том, что в пласт фактически закачивается сильно разогретая вода с паром, что полностью рушит всю теорию по обработке ПЗП пласта с целью увеличения нефтеотдачи. Причиной этого может служить износ оборудования и нехватка средств у УНГДУ «Катанглинефтегаз» для его замены. При площадном вытеснении нефти из пластов паром в сочетании с заводнением необходимо вести постоянный контроль за нагнетанием рабочих агентов в пласты, так и за отборами вытесняемой пластовой жидкости. Необходим также контроль за распределением тепловых потоков в пласте по мощности и по площади. Контроль и регулирование за нагнетанием рабочих агентов выражается в обеспечении учета суточного и суммарного расхода пара и холодной воды, и поддержании этих параметров в заданных проектом размерах. Необходимо вести контроль за параметрами нагнетания: температурой и давлением закачки рабочих агентов. Замер осуществляется ежесуточно непосредственно на устье нагнетательных скважин. Контроль за суточными отборами нефти и воды по эксплуатационным скважинам осуществляется не реже 2-3 раз в неделю. 3 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 3.1 Мероприятия по технике безопасности Как и на любом другом месторождении на катанглийском месторождении большое внимание уделяют безопасности работы ШГН, УКПН, насосных и других сооружений, находящихся на территории месторождения. Большую опасность на суше представляют промысловые сточные воды в связи с их высокой токсичностью и агрессивностью. Во избежание действия их на окружающую среду следует применять полную утилизацию всех сточных вод –повторнуюзакачкувпродуктивныепласты. Внедрениеэтогомероприятияпозволитза счет осуществления замкнутого цикла водопотребления избежать вредного последствия загрязнения водоемов и почвогрунтов при порывах трубопроводов. Кроме того, для повышения качества очистки сточных вод следует широко внедрять в производство оборудование нового вида: резервуары-отстойники, гидрофобные и коалесцирующие фильтры-отстойники и др. Снижению загрязнения на промыслах будут способствовать ликвидация внутрискважинного перетока пластовых вод, осуществление мероприятий по совершенствованию герметизации технологических процессов сбора, подготовки нефти, газа и сточных вод; внедрение методов и средств защиты оборудования от коррозии, блочных установок по дозированию ПАВ и др. Следует широко использовать рациональные схемы рекультивации земель. Рекомендуемые способы снятия и восстановления плодородного слоя почвы позволят снизить объем земляных работ и, главное, сохранить почвенный покров вокруг скважины. |
