ДИПЛОМ Поддержание палстового давления. Диплом- ППД. Условия проведения работ в цехе поддержания пластового давления требуют строгого соблюдения действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
реагентом Темпоскрин 1. Отключить скважину от водовода. Направить поток воды от соседней нагнетательной скважины через эжектор в мерную ёмкость агрегата ЦА – 320, при этом при помощи эжектора производить приготовление полимерно-гелевого состава Темпоскрин . 2. Закачать приготовленный состав в обрабатываемую нагнетательную скважину, поддерживая удельный расход ПГС Темпоскрин согласно фактической производительности агрегата. Производительность агрегата подбирается согласно приёмистости нагнетательной скважины. 3. По окончании закачки и в случае остановки процесса, немедленно продавить суспензию в пласт водой в объёме 12 м3 не превышая давления нагнетания воды по водоводу. 4. Закрыть скважину, отсоединить насосный агрегат, подключить скважину под закачку. 5. Повторить работы по пп 15, поддерживая производительность насосного агрегата в зависимости от приёмистости нагнетательной скважины, до снижения приёмистости на 25 30%. Обычно количество циклов принимаются: Таблица 3.4
Дозакрепление раствором бентонитовой глины 6. Отключить скважину от водовода. Направить поток воды от соседней нагнетательной скважины через эжектор в промежуточную ёмкость для растворения реагента, с концентрацией бентонитовой глины 0.5%, для чего 0.2тн бентонитовой глины разбавить в 40 м3 воды. 7. Закачать приготовленный раствор в скважину, согласно фактической производительности агрегата. 8. По окончании закачки и в случае остановки процесса, необходимо продавить суспензию в пласт водой в объёме 12 м3, не превышая давления нагнетания воды по водоводу. 9. Закрыть скважину, отсоединить насосный агрегат, подключить скважину под закачку, при условии проведения следующего цикла на следующий день, в противном случае остановить скважину на реакцию сроком на 24 часа. Остановка скважины выполняется при условии: температура воздуха не ниже 0С. 10. После проведения полного объёма работ нагнетательную скважину следует остановить на реакцию сроком на 24 часа. 11. Подключить скважину и произвести замер приёмистости через 3 дня с помощью агрегата ЦА – 320.                        2 3  4 1 Соседняя нагнетательная скважина Эжектор Агрегат ЦА – 320 Трубное пространство обрабатываемой скважины Рисунок 3.3 Схема обвязки оборудования Таблица 3.5 Расход химреагентов
Таблица 3.6 Производительность агрегата ЦА – 320 в зависимости от приёмистости скважины
Анализ работы нагнетательных скважин Эффективность действующей системы заводнения нефтяных пластов во многом зависит и от работы нагнетательных скважин ( режим и условия эксплуатации, приёмистость скважины ). Так режим эксплуатации нагнетательных скважин постоянно изменяется. Это связано с остановками КНС и скважин, прекращением подачи электроэнергии, выходом из строя насосов и другие причины. Это в свою очередь на исследуемом режиме может способствовать получения искажённой характеристики пласта. Освоение действующей системы заводнения по пласту Б10 начато в 1978 году. На 1.01.2000 год действующий фонд нагнетательных скважин составляет – 91, а бездействующий фонд – 67 скважин. Закачка воды производится шестью кустовыми насосными станциями: КНС – 1бис производит закачку в 14 КНС – 4 бис 20 КНС – 3 2 КНС – 2 бис 20 КНС – 3 бис 18 КНС – 5бис 17 нагнетательных скважин. Суточная закачка по пласту Б10 составляет 18367 м3. На каждую скважину составляется технологический режим работы. Этот режим работы оценивается по следующим параметрам: давление нагнетания, давление на устье скважины, суточная приёмистость, время ( длительность ) работы. В летний период при применении метода циклического заводнения пласта, КНС переходит на периодический режим работы по 15 –20 дней. Нагнетательные скважины так же находятся в периодическом режиме работы. Технология такого режима работы скважин заключается в изменении давлений закачиваемой воды, с целью приведения в соответствие отборов жиидкости и закачки воды по пласту. Несколько менятся режим работы нагнетательных скважин при обработке их химреагентами типа: “Темпоскрин”, Гивпан, ЭПГС и другие. После закачки химреагента в пласт приёмистость скважины уменьшается на 20 –30 %. Это происходит вследствие закупорки высокопроницаемых участков пласта, оставляя при этом открытыми низкопроницаемые участки. При этом на первоначальном этапе уменьшается и суточная закачка воды в скважину. Но по мере проникновения воды в низкопроницаемые и новые пропластки, ранее не задействованные, проницаемость скважины увеличивается, восстанавливается и суточная закачка воды и нагнетательная скважина работает в обычном режиме. Для проведения анализа работы нагнетательных скважин Усть-Балыкского месторождения в 1998-1999 гг было исследовано комплексом геофизических методов 62% от действующего фонда скважин. Полученные результаты исследований носят качественный характер, что позволяет лишь выделить интервалы приёмистости. В некоторых скважинах было обнаружено наличие затрубной циркуляции воды в ниже ( выше ) лежащие пласты от интервала перфорированного участка, что означает негерметичность колонны.Так же обнаружен осадок, перекрывающий часть интервала перфорации. Фильтрационная характеристика пласта Б10 в районе нагнетательных скважин примерно одинаковая ( коэффициент проницаемости к 0.0040 – 0.0050 мкм2 ). Тем не менее значение удельной приёмистости – отношение объёма закачки к эффективной перфорированной толщине пласта измеряется от 10 до 65 м3 сут/м. Причиной в разнице удельной приёмистости заключается не только в различии совершенства вскрытия пласта Б10 , репрессии на пласт, но и в том, что в пределах интервалов перфорации наблюдается осадок. В большинстве исследованных скважин интервал перфорации перекрыт осадком, что возможно снижает интенсивность выработки пластов. Эти осадки не что иное, как различные механические, которые заносятся вместе с водой в скважины и призабойную зону пласта, так как источником водоснабжения является река Юганская Обь. Тем не менее это не привело к значительному снижению приёмистости скважин. Многочисленными исследованиями установлено, что длительная работа нагнетательных скважин определяется устойчивой приёмистостью, которая обеспечивается развитой системой трещин в призабойной зоне пласта. Очевидно, что по мере засорения существующих трещин, в других частях разреза раскрываются новые трещины.  qм3/сутм  50 .  40 .30 .   20 . 10 .  Б101 Б102 Б103 Б101-2 Б102-3 Б101-2-3 Рисунок 3.4 Средние значения удельной приёмистости для пластов Б10 Усть – Балыкской площади Опыт показывает, что оптимальное давление нагнетания определяется давлением, при котором раскрываются трещины. Максимальный охват пласта заводнением обеспечивается при средних значениях этого давления. В таком случае технологически оправдано поддержание текущего пластового давления на уровне первоначального. Наряду с геофизическими методами исследования нагнетательных скважин, проводятся ежемесячные замеры рабочего и пластового давлений , а также производят замер приёмистости в процессе закачки воды в пласт. 6.1 Расчёт стоимости закачки 1 тонны реагента Темпоскрин Смета затрат Таблица 6.1
6.1.1 Расчёт стоимости материалов Для обработки 7 нагнетательных скважин реагентом Темпоскрин его потребуется в количестве: Таблица 6.2
Затраты на используемые материалы составят: 5.4т 16497руб. = 89083.8 руб. Исходные данные Стоимость 1 тонны реагента Темпоскрин 16497 руб. Стоимость 1 тонны реагента Гивпан – 11000 руб. Стоимость 1 м3 СаСl – 1776 руб. Стоимость 1 маш/час ЦА – 320 – 210.55 руб. Стоимость 1 маш/час АЦН – 8 – 156.82 руб. Стоимость 1 маш/час Фискарс – 290.6 руб. Часовая тарифная ставка оператора 5 разряда по химической обработке скважин – 7.48 руб. Часовая тарифная ставка оператора 4 разряда по химической обработке скважин – 5.51 руб. Оклад мастера – 2150 руб. Зарплата АУП цеха НУА – 32000 руб. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||