задача, ГРП. Оптимизация разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения(Томская область)
 Скачать 4.23 Mb.
|
|
Охрана атмосферного воздуха от загрязнения В целях охраны атмосферы должны быть уменьшены выбросы легких фракций нефти от резервуаров, для этого необходимо: 1. Обеспечение автоматического регулирования уровня в сепараторах КСЦ; 81 2. Монтаж и ввод в эксплуатацию установок улавливания легких фракций нефти из резервуаров (УЛФ); 3. Внедрение гибких дисков-отражателей в резервуарах; 4. Монтаж резервуарных конденсаторов; 5. Снижение температуры нефти, поступающей в резервуары; 6. Сокращение числа эксплуатационных нефтяных резервуаров (замена герметичными буллитами); 7. Ввод в эксплуатацию центробежных вертикальных сепараторов. Для уменьшения потерь нефти в результате ее капельного уноса при сепарации необходимо: 1. Применение устройства предварительного отбора газа с каплеуловителями в технологической схеме сепарации; 2. Ввод в эксплуатацию сепарационных наклонных трубных установок (УСТН ̶ 1); 3. Ввод в эксплуатацию блочных автоматизированных сепарационных установок; 4. Оснащение сепарационных установок блоками струйных насадок типа КС ̶ 1. Производственная деятельность предприятий нефтяной промышленности вследствие объективных и субъективных особенностей технологических процессов оказывает определённое техногенное воздействие на окружающую среду, основными видами которого являются: 1. Изъятие земельных ресурсов для строительства объектов нефтегазодобычи. 2. Нормативные выбросы в атмосферу и сбросы в водную среду и на рельеф побочных продуктов производственной деятельности. 82 3. Извлечение с нефтью высокоминерализованных попутных вод. 4. Захоронение отходов бурения. 5. Выбросы вредных веществ в атмосферу. (Сжигание нефтяного газа на факелах, испарение легких углеводородных фракций в процессе хранения и транспортирования нефти, работа специальной автотехники). 6. Аварийные разливы нефти и пластовых сточных вод. В результате указанных процессов в окружающую среду поступают различные вредные вещества: углеводороды, сероводород, оксиды азота, сажа, оксиды углерода, сернистый ангидрид ̶ при выбросах в атмосферу; нефть и нефтепродукты, пластовые минерализованные воды, синтетические вещества (ПАВ), ингибиторы коррозии и парафиновые отложения, деэмульгаторы, химические реагенты, буровые сточные воды и буровой шлам ̶ при сбросе в водные объекты и на рельеф местности. Охрана недр и окружающей среды Одним из направлений деятельности отдела охраны окружающей среды и промышленной санитарии является проведение контроля за качеством поверхностной воды водотоков и водоемов, который осуществляется путем отбора проб воды в определенных точках и дальнейшего их анализа в лабораторных условиях. Постоянные пункты контроля за качеством воды водотоков располагаются: на пересечении водотоками границ месторождений, истоках рек, крупных протоках, где наблюдается изменения качества воды. Пробы ежемесячно отбираются на определение содержания нефтепродуктов ̶ основного показателя загрязнения поверхностной воды. Материалы обследования ежемесячно систематизируются с целью выявления масштабов, уровня и причин загрязнения. Ежемесячно результаты анализов поверхностной воды предоставляются в комитет по охране окружающей среды и природных ресурсов Администрации г. Тюмень. 83 6.4 Защита в чрезвычайных ситуациях В основе аварий могут лежать как технические причины, так и человеческий фактор, они могут быть объективными и субъективными, а также быть следствием экологических и стихийных факторов. Необходимо разработать перечень мероприятий по повышению устойчивости проектируемого объекта (повышение прочности конструкций, резервирование запасов сырья, систем электро-газо-водоснабжения и т.д.). Главную опасность для экологии представляют аварии, в результате которых происходит нефтяной разлив (табл. 6.2) Таблица 6.2 – Классификация чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов, в зависимости от объемов и площади разлива [1] Масштаб чрезвычайной ситуации Объемы разлитой нефти, тонн Границы распространения чрезвычайной ситуации Локального значения 100 тонн разлившейся нефти / нефтепродуктов Площадь разлива охватывает территорию объекта Местного значения 500 тонн разлившейся нефти / нефтепродуктов Площадь разлива охватывает территорию населенного пункта, в котором расположен объект Территориального значения 1000 тонн разлившейся нефти / нефтепродуктов Площадь разлива охватывает территории субъекта Российской Федерации Регионального значения 5000 тонн разлившейся нефти / нефтепродуктов Площадь разлива охватывает территории двух субъектов Российской Федерации 84 Федерального значения Более 5000 тонн разлившейся нефти / нефтепродуктов Площадь разлива охватывает территории более двух субъектов Российской Федерации Существует несколько методов ликвидации разлива нефти: механический, термический и физико-химический [7] 6.4.1 Механический метод ликвидации Одним из главных методов ликвидации разлива ННП является механический сбор нефти. Наибольшая эффективность его достигается в первые часы после разлива. Это связано с тем, что толщина слоя нефти остается достаточно большой. При малой толщине нефтяного слоя, большой площади его распространения и постоянном движении поверхностного слоя под воздействием ветра и течения механический сбор достаточно затруднен. 6.4.2 Термический метод ликвидации Основан на выжигании слоя нефти, применяется при достаточной толщине слоя и непосредственно после загрязнения, до образования эмульсий с водой. Этот метод применяется в сочетании с другими методами ликвидации разлива. 6.4.3 Физико-химический метод ликвидации Физико-химический метод с использованием диспергентов и сорбентов эффективен в тех случаях, когда механический сбор ННП невозможен, например, при малой толщине пленки или, когда разлившиеся ННП представляют реальную угрозу наиболее экологически уязвимым районам. 85 6.5 Организационные мероприятия обеспечения безопасности Общие требования к технике безопасности при зарезки боковых стволов. Все работы по бурению, креплению и освоению БС должны выполняться с соблюдением требований, изложенных в правилах безопасности (ПБ-08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [23]), действующих региональных и отраслевых инструкциях и нормативных документах (РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах [8]): 1. К производству работ по бурению БС допускаются лица, достигшие совершеннолетнего возраста, прошедшие обучение, ознакомленные с типовыми инструкциями и прошедшие дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ при бурении, креплении и освоении. 2. На объекте должен быть план ликвидации возможных аварий с определением обязанностей каждого члена бригады. 3. Все члены бригады, участвующие в работах на объекте, должны знать способ оказания первой (доврачебной) помощи в соответствии действующими требованиями. 4. Рабочие несут ответственность за нарушение норм и правил по охране труда в порядке, установленном правилами внутреннего трудового распорядка, КЗоТ РФ, УК РФ. 5. Типовые схемы обвязки устьевого оборудования и коммуникаций для каждого месторождения разрабатываются по согласованию с Гостехнадзором и противофонтанной службой и утверждаются организацией, ведущей разработкой месторождения. 6. Объект строительства БС должен быть оборудован противопожарными устройствами и обеспечен противопожарным инвентарем, согласно инструкции по противопожарной безопасности. 86 7. При бурении БС в области охраны окружающей среды главным требованием является минимальное воздействие на почвенный покров, водоемы различного назначения, растительность и животный мир путем реализации экологически мало опасных и малоотходных технологий бурения скважин. Требования безопасности при проведении подготовительных работ: 1. Во время приема вахты бурильщик обязан ознакомиться с записями в вахтовом журнале, отражающими проделанную работу предыдущей вахтой и распоряжениями мастера. 2. Совместно с бурильщиками предыдущей вахты проводится осмотр оборудования, инструмента, рабочей площадки. Проверяется исправность электроснабжения, заземления, освещения и связи. Рабочие места должны содержаться в чистоте и исправности, быть свободными от посторонних предметов. [9] В случае несоответствия рабочего места, оборудования и инструмента требованиям безопасности, вахта не принимается до устранения предыдущей вахтой выявленных нарушений. 3. Бурильщик должен проверить наличие средств индивидуальной защиты, средств пожаротушения. 4. В случае обнаружения нарушений, устранение которых не может быть проведено силами бригады, необходимо доложить мастеру или руководству цеха. Прием – сдача вахты оформляется записью в журнале с подписью бурильщиков. 5. Результаты осмотра оборудования заносятся бурильщиков в «Журнал ежесменного осмотра оборудования». 6. Перед производством работ на скважине с возможными гозонефтеводопроявлениями и поглощениями бурильщик обязан проверить: исправность противовыбросового оборудования; комплектность обмедненного инструмента. [8] 87 88 Заключение В ходе исследования были проведены: − оценка текущего состояния разработки месторождения Х; − прогноз основных технологических параметров работы скважин и альтернативных им скважин с боковыми стволами, на основе садаптированной модели. Оценка эффективности применения зарезки боковых стволов для выработки запасов нефти на участке месторождения Х, показала: − вариант с заменой эксплуатационного бурения скв.102 на зарезку бокового ствола скв. 15_St, оказался рентабельным. − вариант с заменой эксплуатационного бурения скв.103 на зарезку бокового ствола скв. 18_бс, является рентабельным. − расчет экономической части показал, что наиболее оптимальным вариантом разработки участка месторождения Х является 3 вариант, при котором вовлечены в разработку скважины 16_stb 18_st, чистая прибыль предприятия с учетом дисконтирования составит 2.745.081,167 руб. 89 Список публикаций студента 1 Дмитриева А. О., Дюндик А. С. // «Расчёт и анализ фильтрационно- емкостных свойств пласта методом анализа добычи», XXМеждународный симпозиум студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр»,2016 г. 2.Sergey Nikolaenko, Anzhelika Dyundik// Safety of gas pipelines and the problem of environmental protection // Journal of Economics and Social Sciences, 2016 г. 90 Список литературы 1. ГОСТ 12.0.003-74 Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. 2. ГОСТ 12.1.005-88 «Нормативные содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны». 3. СН 2.2.4/2.1.562-96 Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий. 4. ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов. 5. СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности. 6. ГН 2.1.6.695-98 Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест. 7. ПУЭ и ГОСТ 12.1.030-81 «Защитное заземление. Зануление». 8. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. 9. ПБ-08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности 10. Батурин А. Ю. Геолого-технологическое моделирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М: Изд. ВНИИОЭНГ, 2008 – 111 с. 11. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М. Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с. 12. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – Москва- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 140 с. 13. Справочное руководство ECLIPSE 2012.2.–Schlumberger.– 2012.– 2771с 91 14. Дополнение к проекту разработки Х месторождения: Отчет, ТОМ I, Книга1, ТомскНИПИнефть / Гагарин А.Н.; г. Томск, 2011. - 100с. 15. .Дополнение к проекту разработки Х месторождения: Отчет, ТОМ I, Книга 2, ТомскНИПИнефть / Гагарин А.Н.; г. Томск, 2011. -40с. 16. .Анализ разработки Х месторождения, ОАО"Тандем" / Соколов В.С.; г. Тюмень,2006. - 80c. 17. Н.Ш. Хайретдинов, В.Е. Андреев, К.М. Федоров, Ю.А. Котенев. Прогнозирование методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов / Гилем.:Уфа, 1997 г 18. . http://www.inbur.ru/articles/188-tekhnologii-zarezki-bokovykh-stvolov 19. http://www.drillings.ru/ – Copyright © 2007-20011 Буровой портал, буровые установки. 92 Приложение Приложение А. Рисунок 2.2а – Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты (фрагмент) под редакцией И.С.Суркова (1981 г.) 93 Рисунок 2.2б – Условные обозначения к тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты под редакцией В.С.Суркова (1981 г.) 94 ОСОБЕННОСТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ МЕТОДОМ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ FEATURES OF HYDRODYNAMIC SIMULATION BY MEANS OF ENHANCED OIL FORMATION RECOVERY Студент Группа ФИО Подпись Дата 2БМ5В Дюндик Анжелика Сергеевна Консультант-лингвист кафедры Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Ст. преподаватель Баранова Анастасия Викторовна 95 Introduction The current state of the development of many long-term oil fields is characterized by a progressive increase in the water cut in production and a decrease in the rate of oil extraction. With the increase in deposit depletion, the structure and quality of reserves deteriorate. The volume of HTR reserves in the fields now accounts for more than half of industrial categories. Their development requires the use of new technologies and technical means, the search for which is strategic, and the application of enhanced oil recovery (EOR) is an important factor in ensuring the stability of oil production. The concept of oil recovery Oil recovery is the ratio of the amount of oil extracted from the reservoir to its original reserves in the reservoir. Current and final oil recovery are the terms to describe the concept of oil recovery. The term "current oil recovery" refers to the ratio of the amount of oil extracted from the reservoir at the time of reservoir development to the original geological reserves. The ultimate oil recovery is the ratio of the amount of accumulated oil production at the end of the deposit development to the initial reserves. Instead of the term "oil recovery", the term "oil recovery factor" is also used. The current oil recovery is variable in time and increases as the amount of oil extracted from the formation goes up. Therefore, the term "oil recovery factor" should be applied to the final oil recovery. Current oil recovery usually depends on various factors, such as the amount of water injected into the formation during waterflooding, the ratio of this quantity to the volume of the pores of the formation, the ratio of the amount of fluid removed from the formation to the pore volume of the formation, the water cut of the product, and simply from time to time. Figure 1 shows a typical form of oil recovery versus time. 96 Figure 1 - Dependence of current oil recovery η on time t It can be seen from Figure 1 that the growth rate of the current oil recovery of the reservoir is constantly decreasing and approaches the ultimate value of the final oil recovery. Consequently, the current oil production is also decreasing. The factors influencing oil recovery are divided into two groups: geological and physical. The dependence of oil recovery on the properties of the reservoir system and the technological conditions of reservoir production can be examined by analyzing the main factors influencing oil recovery. Typically, oil recovery is presented in the following way: 1 2 3, where 1 is displacement efficiency; 2 is formation coverage efficiency; 3 is formation coverage efficiency The displacement efficiency is the ratio of the quantity extracted from the oil reservoir to its geological reserves, originally located in the flooded reservoir volume. The reservoir coverage by waterflooding efficiency is the ratio of oil reserves in the flooded reservoir volume to the initial geological reserves of oil in the formations seized by waterflooding. The formation coverage efficiency is the ratio of the initial geological reserves of oil in the formation covered by flooding to all the initial geological reserves of oil in the developed deposit. The displacement efficiency rarely exceeds 0.6-0.7 and depends on many factors such as reservoir permeability, the presence of clay materials in the formation, the microinhomogeneity, oil viscosity, oil surface tension at the 97 boundary with water, wetting of the rock by formation fluids, oil asphaltic-resinous properties, as well as the characteristics of the displacing agent. The low reservoir permeability, its microinhomogeneity, the presence of clays, the high viscosity of oil, the high content of paraffin and asphaltic-resinous components reduce the displacement efficiency. The displacement efficiency, as a rule, is determined in the laboratory conditions on the reservoir models. In this case, it is not always possible to fully comply with the model similitude conditions to the real conditions of the formation. It is especially difficult to create similar physical and chemical parameters. Most accurately, the displacement efficiency can be determined by drilling the evaluation wells followed by selection and analysis of the core from the areas of the formation covered by flooding or another kind of impact. At the same time, before the start of field development, laboratory data are used to compile the project documentation. The formation coverage efficiency depends mainly on the reservoir macroinhomogeneity, the presence of cracks and other areas of high permeability, through which the penetration of the injected agent is possible. This efficiency depends on the ratio of the viscosities of the displaced and displacing agents, the rate of oil withdrawal from the formation. The formation coverage efficiency depends on grid density and mutual arrangement of wells, as well as on the intermittence of individual interlayers. The distance between the wells should be selected on the basis of analysis of geological materials, correlation of well sections and hydrodynamic studies such as observation well testing. Until now, there is no consensus on the impact of physical and chemical properties of the reservoir system on oil recovery, such as interfacial tension at the oil-water boundary and the nature of wettability of the rock. There is no consensus on the impact of displacement rate on oil recovery. The main reason for different opinions is objective and is due to the huge variety of properties of oil-bearing rocks and their saturating fluids, and the complexity combined with insufficient knowledge of the processes occurring in the formation. In general, the problem of 98 increasing oil recovery should be solved for each specific deposit on the basis of a detailed study and analysis of the main factors affecting the oil recovery of the studied object. It was noted earlier that when choosing methods for increasing oil recovery, it is necessary to take into account the forms of residual oil in the reservoir. Residual oil in the reservoir exists in the following forms: - capillary retained oil; - film oil covering the surface of the rock. This oil forms strong layers which are very difficult to destroy; - oil remaining in low permeability areas not covered by the impact; - oil in lenses not opened by boreholes. The main quantity of oil remains in the low permeable dead-end areas not covered by the impact. Involving such areas in production is the main reserve of enhanced oil recovery. To diagnose such areas, a detailed study of the deposit geological structure requires different methods: the construction of geological sections, correlation schemes, maps of the prevalence of individual interlayers. In addition, it is very important to conduct hydrodynamic studies of the interwell space by observation well testing Special emphasis should be placed on oil recovery impact on the oil viscosity, the relationship between the viscosities of oil and the displacing agent, and the content of paraffin in oil. There is a common opinion that high oil viscosity of as well as high content of paraffin in oil is one of the main obstacles to achieving high oil recovery. It should be noted that the final oil recovery is largely determined by economic criteria. At the last stage of deposit development, oil production sharply decreases, while its watering increases. This is likely to increase the cost of oil production, and at some stage oil production may become unprofitable. Annual additional production using these methods accounts for more than a quarter of total oil production. The distribution of oil production due to enhanced oil recovery methods shows that the most of it are provided by using physical methods - mainly sidetracking including horizontal sidetracking and formation 99 hydraulic fracturing (FHF). The development of an optimal oil reservoir production strategy is currently based on the use of three-dimensional computer simulation models of hydrocarbon reservoirs, known as 3D geological and reservoir simulation models (RSM) [1]. On the one hand, increase in development efficiency is connected with the improvement of reservoir treatment technologies. On the other hand, introduction and development of methods for their modeling and analysis both on the basis of 3D models and with the use of geological-field analysis makes it possible to carry out research with greater precision. At the current level of software development for geological and hydrodynamic simulation, high demands are placed on user qualification in both theoretical background and software knowledge. Specialized simulators do not always have a sufficiently user-friendly interface, reflecting the specifics of the engineers’ work on designing and monitoring of the development, and require a lot of manual work to prepare the initial information, adapt the model and upload the simulation results in the form suitable for analysis. The Center for Geological and Hydrodynamic Simulation is working on improvement of efficient technologies for creation and use of priority facilities for monitoring purposes. The working scheme of models can be presented as follows: 1. The distribution of current reserves is located on the basis of a single geological and hydrodynamic simulation facility. 2. Promising areas for geological and technical actions are carefully selected. 3. A pie model is selected and the adaptation is adjusted on the site (by the pie model we mean the part not cut out from the unified model, but simply isolated, for example, by coarsening the compartments that surround the settlement site). 4. Geological and technical actions are planned. 5. The estimation of geological and technical actions is carried out on the basis of multivariate calculations including the forecast options analysis. 6. Conclusions are made concerning the effectiveness and recommendations for carrying out the geological and technical actions. |