анализ методов увеличения нефтеотдачи ванкор. Задание на выпускную квалификационную работу
 Скачать 5.02 Mb.
|
|
Метод водогазового воздействия (ВГВ). Как показали теоретическиеисследования и промысловая практика, совместная закачка газа и воды повышает общую эффективность вытеснения нефти по сравнению с отдельным применением только заводнения или закачки газа. Нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15 % по сравнению с обычным заводнением [5]. Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт – обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т.е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может быть ниже указанной. Эффективность водогазового воздействия на пласт с увеличением неоднородности повышается. При этом содержание газа в закачиваемой смеси также должно уменьшаться. В сильно неоднородных пластах следует применять различные методы регулирования процесса: применение пен, полимеров, изолирование высокопроницаемых слоев. Поскольку Ванкорское месторождение обладает значительными ресурсами газа, то рассматривается использование метода водогазового воздействия. Анализ мирового и отечественного опыта применения 44 водогазовых методов для увеличения нефтеотдачи свидетельствует об их высокой эффективности. Технологии водогазового воздействия на пласты Попеременное нагнетание воды и газа может быть осуществлено с помощью компрессорной и бескомпрессорной технологий водогазового воздействия. Компрессорная технология – это наиболее распространенный способ ВГВ, но он имеет существенные недостатки. Во-первых, это проблемы экономического плана. Во-вторых, приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается – для газа в 8-10 раз, а для воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны скважины [5]. В-третьих, нужно отметить, что компрессорная станция как сложная техническая система нуждается в частом ремонте отдельных элементов, прерывая этим постоянство цикла закачки газа. В-четвертых, компрессоры высокого давления имеют ограничения по составу перекачиваемого газа (содержание жирных фракций не более 5%) и позволяют перекачивать только сухой газ, что снижает прирост нефтеотдачи пластов при ВГВ. Цена компрессоров, позволяющих перекачивать жирный попутныйнефтяной газ, значительно возрастает. Со всеми этими проблемами столкнулись на Новогоднем месторождении. Дальнейшее расширение водогазового воздействия в этом регионе (г. Ноябрьск) в силу наличия этих трудностей не произошло. Известна также бескомпрессорная технология с использованием газа из газовых пластов. Ограничения в применении этого способа следующие: во- первых, на месторождении нет высоконапорных газовых пластов, во-вторых, давления на устье газовых скважин (8,0-11,0 МПа) недостаточно для закачки газа в нагнетательные скважины. Газ придется “дожимать” с помощью каких- либо устройств. Совместное нагнетание воды и газа за границей обычно представлено комбинированием газовой компрессорной линии и водной насосной, которые объединяются тройниковым соединением. В нашей стране совместная закачка воды и газа представлена технологиями с использованием различных бустерных плунжерных насосов, струйных аппаратов и насосно-эжекторных систем. Известны эжекторные технологии совместной закачки воды и газа (с применением струйных аппаратов, расположенных на поверхности или над забоем скважины). Струйные аппараты (эжекторные устройства) характеризуются простотой конструкции, низкими капитальными затратами на изготовление. К сожалению, создавая достаточно однородную водогазовую смесь, эжекторные технологии могут применяться лишь в ограниченном количестве случаев, так как струйный аппарат это не насос, а устройство, снижающее рабочее давление. Так, в случае, когда струйный аппарат располагается на поверхности, создаваемое им давление водогазовой смеси не 45 достаточно высокое для нагнетания смеси. При расположении струйного аппарата в стволе (или на забое) скважины невозможно регулировать его работу. Для замены проточных частей струйного аппарата его приходится поднимать на поверхность. Данная система была испытана на Советском и Вахском месторождениях Томской области в начале 1990-х г., но информации о проведенном опыте недостаточно. Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия, разработанная сотрудниками кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина под руководством профессора, д.т.н. А.Н. Дроздова, позволяет использовать преимущества как струйных аппаратов, так и центробежных насосов. В устройстве струйного аппарата отсутствуют какие-либо движущиеся детали, что положительно влияет на общую надежность системы. Центробежные насосы используются на большинстве месторождениях нашей страны, их межремонтный период достаточно высок, персонал умеет с ними обращаться. Эта технология может применяться как на отдельных скважинах, кустах скважин, так и целом месторождении. Эта технология предполагает получение с помощью насосно-эжекторной системы (НЭС) мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на поверхности с последующей закачкой этой смеси в пласт. Газ низкого давления дожимается до давлений, необходимых для закачки смеси в пласт (до 15,0-20,0 МПа). Таким образом, технология позволяет избежать необходимости создания высокого давления газа на приеме системы. Использование в системе поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет не только снизить вредное влияние газа на работу дожимного насоса центробежного типа, но и позволяет создать стабильную мелкодисперсную водогазовую смесь, способную транспортироваться с поверхности в пласт, не разделяясь на составляющие. Немаловажным замечанием является то, что при этой технологии нет ограничений по составу закачиваемого газа – можно закачивать углекислый газ, углеводородный сухой газ, обогащенный, жирный вплоть до ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), что очень важно для увеличения нефтеотдачи. Кроме того, средняя величина КПД насосно-эжекторной системы составляет 35-40%. В данной технологии это означает, что остальные 60-65% потребляемой мощности не теряются бесполезно, а идут на нагрев водогазовой смеси, что предотвращает выпадение гидратов, серьёзно осложняющих процесс водогазового воздействия, и позволяет также в определённой степени поддерживать или повышать пластовую температуру в околоскважинной зоне. Физико-химическая сущность использования водогазового воздействия с применением пенообразующих нефтеводорастворимых агентов в подгазовой зоне заключается в том, что в процессе закачки оторочки воды, содержащей пенообразующие нефтеводорастворимые агенты, ПНВРА переходит из воды в нефть и, при контактировании этой нефти с газом, вспенивает её. Вследствие этого в пласте под ГНК образуется оторочка вспененной нефти, воды и эмульсии нефти с водой. При этом ОФП нефти растет, а газа падает. В результате образуется пенный барьер, который позволяет эффективно 46 вытеснять нефть к добывающим скважинам, препятствовать формированию газовых конусов и прорывам газа в добывающие скважины, а также уменьшать обводненность добываемой продукции. После закачки оторочки воды с ПНВРА переходят на барьерное заводнение. Экспериментальные исследования показали, что эффективными ПНВРА являются СНПХ-4410, Рекод-501, АФ-9- 12, КПАВ и сульфанол МР. Из таблицы 3.3 (Приложение В) видно, что для геолого-физических характеристик продуктивных пластов Ванкорского месторождения по всем критериям применимости соответствует водогазовое воздействие. Учитывая преимущества и недостатки технологий ВГВ, указанных выше, для продуктивных пластов Ванкорского месторождения рекомендуется водогазовое воздействие с помощью насосно-эжекторной технологии (горизонтальное вытеснение) и/или через барьерные скважины по технологии ВНИИнефть либо с применением пенообразующих нефтеводорастворимых агентов, либо без ПНВРА (вертикальное вытеснение). Реализация данного воздействия на Ванкорском месторождении не ограничивается техническими причинами: соответствие конструкции скважин требованиям технологий; реализация этого метода не требует использования компрессорных станций, газораспределительных устройств. Тепловые методы воздействия Низкая вязкость пластовой нефти, большие для данного метода глубины залегания залежей исключают целесообразность применения тепловых методов воздействия на Ванкорском месторождении [5]. Микробиологические методы воздействия Начальная стадия разработки месторождения, большие для данного метода глубины залегания залежей и пластовые давления исключают целесообразность применения микробиологических методов воздействия на Ванкорском месторождении [5]. Таким образом, из всех рассмотренных методов воздействия для залежей Ванкорского месторождения по критериям применимости соответствуют заводнение, нагнетание углеводородного газа и водогазовое воздействие. Согласно «Дополнению к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения» 2009 г., заводнение является основным видом воздействия на залежах Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-IV. Также для пластов Нх-III-IV предусмотрено нагнетание углеводородного газа по вертикальной технологии в газовую шапку. С учетом технических возможностей для данного метода рекомендуется использовать сухой газ. Нагнетание углеводородного газа в пласты Нх-III-IV по горизонтальной технологии в нефтенасыщенную мощность пласта не рекомендуется из-за наличия «суперколлектора». В противном случае, будут происходить быстрые прорывы газа по «суперколлектору» к забоям добывающих скважин, что 47 вызовет загазовывание призабойных зон добывающих скважин и снижение их продуктивности и коэффициента охвата. Нагнетание углеводородного газа в пласт Нх-I по вертикальной технологии в головную часть залежи не рекомендуется из-за малой нефтенасыщенной толщины, низкого коэффициента песчанистости и отсутствия массивной газовой шапки. Для пласта Нх-I рекомендуется газовое воздействие по горизонтальной технологии. Вытеснение нефти углеводородным газом в залежи Нх-I будет частично смешивающееся либо смешивающееся, так как для такой глубины давление нагнетания будет больше минимального давления смешиваемости, определенного лабораторными исследованиями (25,5 МПа). Для снижения минимального давления смешиваемости и увеличения эффективности вытеснения рекомендуется закачка оторочки углеводородного растворителя (ШФЛУ) или обогащенного газа с продавкой сухим газом. К применению рекомендуется компрессорная технология. Для обоснования применения газового воздействия по горизонтальной технологии на пласт Нх-I и выполнения технологических расчетов необходимы дополнительные лабораторные исследования по определению минимального давления смешиваемости нефти пласта Нх-I и сухого газа, обогащенного газа, ШФЛУ; по вытеснению нефти водой, сухим газом, обогащенным газом и ШФЛУ в режимах смешивающегося и несмешивающегося вытеснения на керне пласта Нх-I. Для таких низкопроницаемых глинистых пластов, как Нх-I, рекомендуется применять именно газовое воздействие [5, 13]. Из имеющихся технологий ВГВ для Ванкорского месторождения оптимальными являются: насосно-эжекторная система и закачка оторочки воды, содержащей ПНВРА, через барьерные скважины. Для применения технологии ВНИИнефть им. акад. А.П.Крылова (закачка оторочки воды, содержащей ПНВРА) необходимо наличие в пласте массивной газовой шапки. Поэтому для этой технологии приемлемы только залежи Як-III- VII и Нх-III-IV. Водогазовое воздействие по насосно-эжекторной технологии (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина) может быть эффективно внедрено на залежах Нх-I и Нх-III-IV, так как в этих залежах вытеснение нефти углеводородным газом и водой будет частично смешивающееся либо смешивающееся. Применение водогазового воздействия на залежах Нх-I и Нх-III-IV на начальных стадиях разработки будет гораздо эффективнее использования ВГВ на заключительных стадиях. Необходимо отметить, что внедрение водогазового воздействия на таких пластах с «суперколлектором», как пласты Нх-III-IV, не позволит избежать применения различных потокоотклоняющих технологий. С другой стороны, использование этих технологий позволит повысить эффективность ВГВ [13]. Для обоснования применения водогазового воздействия на пласты Нх-I и Нх-III-IV по насосно-эжекторной технологии и выполнения технологических расчетов необходимы дополнительные лабораторные исследования по определению минимального давления смешиваемости нефти данных залежей и сухого газа, обогащенного газа; по определению оптимального объемного газосодержания водогазовой смеси; по вытеснению 48 нефти водой, сухим и обогащенным газом, водогазовыми смесями в режимах смешивающегося и несмешивающегося вытеснения на керне пластов Нх-I и Нх-III-IV. В качестве базовой технологии воздействия на залежи Ванкорского месторождения рекомендуется заводнение. Как показывает опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений, в том числе Самотлорского и Лянторского, при условии соблюдения необходимых требований, заводнение является эффективным методом воздействия на пласт для поддержания пластового давления [6-9]. Дополнительно к заводнению для пластов Нх-III-IV было рекомендовано и в настоящее время осуществляется нагнетание углеводородного газа в газовую шапку (по вертикальной технологии) для поддержания пластового давления. Для закачки необходимо использовать сухой газ. Для повышения темпов отбора нефти и увеличения конечной нефтеотдачи на Ванкорском месторождении рекомендованы методы газового и водогазового воздействия. При этом оценить эффективность применения газового или водогазового воздействия в условиях того или иного пласта можно будет только после анализа результатов лабораторных экспериментов. На основе исследований необходимо провести расчеты на гидродинамических моделях, по подбору оборудования и экономические расчеты. И только после этого делать вывод о выполнении опытно-промышленных работ по испытанию данных технологий на эксплуатационных объектах Ванкорского месторождения. 4 Безопасность и экологичность производства ЗАО «Ванкорнефть», является крупнейшим предприятием Красноярского края в сфере добычи нефти и газа и по особенному относится к решению вопросов промышленной безопасности, охраны труда и экологии производства. Приоритетными задачами являются обеспечение безопасных условий труда работников, защиты здоровья персонала, а также сохранение благоприятной окружающей среды на основе использования современных технологий. Социальная ответственность компаний состоит в создании достойных условий и оплаты труда, обеспечении экологической безопасности, сохранении культурного наследия. Данный раздел посвящен основным аспектам промышленной безопасности на объектах повышенной опасности, охране труда и обеспечению комплекса мер по охране окружающей среды. 49 4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ Рабочим местом оператора являются кустовая площадка, пункт подготовки и отправки нефти и газа, операторная комната. Работник ежесменно подвергается воздействию вредных и опасных производственных факторов: - повышенное напряжение в электрической цепи, замыкание которой может пройти через тело человека; - повышенная вибрация; - повышенный шум; - движущиеся машины и механизмы; - вредные и опасные химические вещества; - повышенная загазованность и недостаточное содержание кислорода в воздухе рабочей зоны; - взрывопожароопасность производственного процесса; - нервно-психические перегрузки; - воздействие пониженных и повышенных температур. По основному виду экономической деятельности установлен ХХХ класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования. Страховые тарифы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 7,4% к начисленной оплате труда.[3] Наиболее распространенными и опасными аварийными ситуациями при экcплуатации механизированным фондом являются пожары и розливы нефти. При аварийных ситуациях с открытыми разливами нефти или с поступлением в воздушную среду газа все работы на кусте, включая добычу нефти, должны быть прекращены. В воздушную среду кустовой площадки поступают опасные газы, которые могут являться источниками отравления организма. 4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ Климат Ванкорского месторождения преимущественно резко континентальный. Территории находятся в зоне постоянного вторжения холодных арктических масс воздуха со стороны Северного Ледовитого океана и отличаются продолжительной холодной зимой (8-9 месяцев) и умеренно тёплым летом, большими годовыми и суточными перепадами температур воздуха. 50 Среднегодовая температура воздуха на территориях, располагающихся в пределах 60-70° с.ш., составляет –10°С. Наиболее холодные месяцы – декабрь, январь, февраль со средней температурой –26 C, в отдельные дни температура воздуха опускается до –57°С. Устойчивый снежный покров образуется в начале октября. Толщина снежного покрова от 1 до 3 м. Среднегодовое количество осадков около 450 мм. Максимальная скорость ветра достигает 25 м/с, средняя скорость ветра – 5-7 м/с. Проведение работ происходит на открытом пространстве на кустовой площадке Ванкорского месторождения, которое расположено в климатическом регионе Iб, средняя температура воздуха зимних месяцев - 41C, средняя скорость ветра средняя из наиболее вероятных величин 1,3 м/c.[3] Скважины могут оснащаться укрытиями, препятствующими воздействию ветра и осадков. Так как оптимизация скважин, работающих с помощью УЭЦН или газлифтной эксплуатации, не требует присутствия операторов для контроля параметров эксплуатации, то операторам приходится проводить периодические осмотры оборудования. В случае ремонта скважин, работы по КРС ведутся круглосуточно. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны представлены в таблице 4.1. 51 Таблица 4.1 – Классификация категорий работ в различный период года Период года Температура, Относительная влажность, Скорость движения, °С % м/с Оптимальная Оптимальная на рабочем Оптимальная, н е месте, не более более Холодный 17-19 40-60 0,2 Теплый 20-22 40-60 0,3 Для обогрева работников на кустовой площадке установлен вагон- бытовка с необходимыми приборами отопления и вентиляции. Дополнительные перерывы для обогрева работающих, приостановка работы на объектах осуществляется в зависимости от установленных предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра в данном климатическом районе. Среднюю температуру помещения необходимо поддерживать в диапазоне 15-20 ˚С.[10] |