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.
|
|
Условия проведения работ в цехе поддержания пластового давления требуют строгого соблюдения действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности. Так, все рабочие, вновь поступающие на предприятия или переводимые с одного участка работы на другой, должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, на которую он принят на работу. Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться установленной для них спецодеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Рабочие места и участки работы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об опасностях, а подвижные части механизмов должны ограждаться специальными заградительными щитами. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении работ, должен находиться в исправном состоянии. При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды на всех объектах системы ППД – кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины – должно быть организованно наблюдение за состоянием их исправности. Рабочий агент – вода, нагнетается в пласты под высоким давлением, поэтому необходимо обращать особое внимание на прочность и герметичность насосных установок на КНС и другого оборудования. Не допускается наличие утечек воды и газа. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены. Не допускается проведение работ в системе ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей территории нефтью, при отсутствии должного освещения. Не допускается проводить ремонтные работы по замене задвижек, контрольно-измерительных приборов при наличии давления. При проведении ремонтных работ в насосных станциях пусковые устройства двигателей должны снабжаться плакатами “Не включать – работают люди”. Если возникает необходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлением, то должны быть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует, находясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не создающий искр при соударении с оборудованием. При заводнении пластов с использованием ПАВ рабочие должны быть обучены правилам обращения с растворами. При обнаружении утечек растворов ПАВ в системе ППД закачка должна быть прекращена. Одно из основных правил пожарной безопасности – содержание производственных объектов в чистоте и порядке. Производственная территория и помещения цеха ППД не должны загрязняться легко воспламеняющимися и горючими жидкостями, а также мусором и отходами производства. Масла и горючее, требуемые для нужд КНС, должны храниться в специально отведенном для этого месте. Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем виде, отвечающем требованиям правил пожарной безопасности. На территории производственных объектов запрещается разведение костров, кроме мест, где это разрешено приказом руководителя по согласованию с местной пожарной охраной. На пожаро- и взрывоопасных объектах запрещается курение и вывешиваются предупреждающие надписи “Курить запрещается”. Согласно НПБ 105-95 оборудование для нагнетания воды в пласт располагается в производственных помещениях категории В-3 и обеспечивает безопасность и удобство обслуживания при ремонтах. Каждое помещение и объект цеха ППД оборудовано в электробезопасном и молниезащитном варианте. В каждом помещении и производственных объектах цеха ППД имеются первичные средства пожаротушения. Задача сохранения чистоты атмосферы и водоемов – социальная проблема, связанная с оздоровлением жизни людей. Охрана окружающей среды в нашей стране стала одним из важнейших направлений развития экономики, что предусматривает широкое внедрение прогрессивных технологических процессов, разработки производств, обеспечивающих полное и комплексное использование природных ресурсов, сырья и материалов, исключающих вредное воздействие на окружающую среду. Порывы нагнетательных водоводов представляют собой опасность по вымыванию плодородного слоя почвы, подмыванию технологических зданий и сооружений. Во избежание действия на окружающую среду следует производить профилактические ремонты и замены опасных участков водоводов. Для исключения агрессивного воздействия сточных вод на окружающую среду следует применять полную утилизацию их и повторную закачку в продуктивные пласты. Снижению загрязнения на промыслах будут способствовать ликвидация внутрискважинного перетока пластовых вод, осуществление мероприятий по совершенствованию герметизации ствола скважин, как бездействующих, так и находящихся под закачкой воды. Следует широко использовать рациональные схемы рекультивации земель, подверженных агрессивному действию промысловых и сточных вод и нефти, которая, скапливаясь в нагнетательных скважинах в затрубных пространствах, изливается на поверхность земли при нарушении герметизации устья скважин. Процесс очищения таких участков требует больших материальных затрат. Но рекомендуемые способы снятия и восстановления плодородного слоя почвы на сегодняшний день позволяют снизить объём земляных работ и, главное, сохранить почвенный покров вокруг кустовых площадок. 2.2 Характеристика продуктивных пластов Продуктивный горизонт Б10 залегает в верхней части южно-балыкской пачки, сложенной песчано-алевролитовыми породами. Перекрывается она аргиллито-алевристыми породами чёускинской пачки, которая является покрышкой для залежи горизонта Б10. Установлено, что песчаники горизонта распространены в южной и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и протягивается в южном направлении на Мамонтовское месторождение. В северной, северо-западной и западной частях Усть-Балыкской структуры песчаники замещены глинисто-алевролитовыми породами. В региональном этапе граница замещения песчано-алевролитовой толщи горизонта Б10 протягивается с юго-запада на северо-восток, почти по центральной части Усть-Балыкской структуры. Однако, необходимо отметить, что пласт Б10 вскрыт разведочной скважиной №1196Р, по ГИС нефтенасыщение отмечается до глубины 2349.6м, ниже переходная зона и вода. Горизонт Б10 имеет сложное многопластовое строение и состоит из трёх пластов: Б101 , Б102 , Б10 3 . Пласт Б101 в песчаной фракции развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён в юго-восточной и южной её частях. Эффективные нефтенасыщённые мощности пласта колеблются от 0 до 5-6м и только в северо-восточной части площади мощность увеличивается до 8-15м. Пласт Б102 выделяется во всех скважинах, вскрывших горизонт Б10 . Общая мощность пласта значительная, а эффективная нефтенасыщённость колеблется от 0 до 15м. По своему строению пласт неоднородный, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Песчаники пласта Б10 3 прослеживаются в виде узкой полосы в северной и центральной частях площади и только на юге они имеют площадное распространение, эффективные нефтенасыщенные мощности колеблются от 0 до 14м. Пласт сильно расчленён, неоднороден, заглинизирован, нефтенасыщение низкое, особенно вблизи зон неколлекторов. Водонефтяной контакт для всех пластов единый, так как выдержанных мощных глинистых пропластков между пластами по всей площади не прослеживается. Горизонт Б10 является единым гидродинамическим резервуаром, ВНК- 2395м. В северной части залежи ВНК несколько выше этой отметки и отбивается на отметке 2390м. Коллекторы основного пласта Б10 1 отличаются от пород пластов Б10 2 и Б103 более высоким содержанием песчаного материала и меньшими значениями алевритовых фракций. Для пласта Б103 характерна мелкозернистость коллекторов. По вещественному составу породообразующих компонентов песчано-алевритовые породы горизонта Б10 относятся к классу полимиктовых с высоким содержанием обломков пород и преобладанием полевых шпатов. Цементируются они в основном глинистым цементом. Горизонт Б10 имеет наклонно-слоистое залегание с полной глинизацией коллекторов на западном крыле структуры, характеризующейся: большой площадью нефтенасыщённости – 21.6 тыс. га ; многопластовым строением Б101 , Б102 , Б10 3 ; прерывистым коллектором ; невысокой нефтенасыщённой толщиной – 9.6м ; средними фильтрационно – емкостными свойствами: проницаемость – 103мД, пористость – 0.21, нефтенасыщённость – 0.63 ; различной долей водонефтяной зоны по пластам Б101 – 10%, Б102 – 31%, Б10 3- 42%. Начальное пластовое давление – 245атм. Значительная перекомпенсация отборов жидкости закачкой воды обусловлено повышением пластового давления до 254атм выше начального на 9атм. 2.1 Общие сведения о месторождении. Усть-Балыкское Б10 месторождение находится на территории Ханты-Мансийского автономного округа в 80км к югу-западу от г. Сургута. На небольшой части месторождения расположен г. Нефтеюганск. Месторождение на юге непосредственно переходит в Мамонтовское месторождение, на севере в Усть-Балыкское Б1-5. Горизонт Б10 выделен в самостоятельное месторождение в виду того, что основная залежь горизонта расположена за контуром нефтеносности пластов Б1-5 и имеет самостоятельную историю разведки, освоения и разработки. Рельеф местности представляет собой сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки колеблются в пределах 36-46км над уровнем моря. На возвышенностях – смешанный лес с преобладанием хвойных пород. Усть-Балыкское месторождение Б10 разрабатывается с 1974г. , хотя первая скважина введена в разработку в 1966г. В 1976г. запущена первая нагнетательная скважина с объёмом закачки 280тыс. м3/год. Разбуривание месторождения завершено в 1992г. К началу 1993г. горизонт Б10 разбурен на 95%. На объект Б10 запроектирована самостоятельная сетка с разной плотностью по участкам залежи. На 1.01.1998г. на горизонте Б10 по эксплуатационной сетке пробурено 1431 скважина. По основной сетке пробурено 572 скважин. Разбуривание велось в 2 этапа : в начале объект разбуривался по сетке с плотностью 49га/скв., затем по сетке скважин была уплотнена до 14 га/скв. Уплотнение сетки и освоение площадной системы заводнения в 1983-1986г.г. способствовало росту добычи нефти и достижению в 1988г. максимального уровня добычи – 4.615млн. тонн. С 1987 по 1989г.г. отмечается период относительно стабильной добычи нефти. С 1990г. началось снижение добычи нефти. В период с 1990 до 1995г.г. темпы снижения добычи нефти составили от 13.0 до 26.0%. Падение добычи нефти связано со значительным обводнением высокопроизводительных скважин, а также новых скважин, пробуренных в краевых зонах и части уплотняющих скважин. Темп отбора от НИЗ в 1996г. составил 1.4%, т.е. снизился по сравнению с максимальным в 3.8 раза. В настоящее время острой проблемой является сокращение добывающего и нагнетательного фонда более чем на 1/3 , что привело к разряжению сетки скважин в целом по площади с 15га/скв. до 40га/скв. и соответственно к снижению охвата пласта вытеснением. Бездействует по техническим причинам 273 скважины (38% фонда). Значительные отборы (100-400т. тонн) имеют 95 скважин или 9% от общего фонда. Доля низкопродуктивных (до 5т. тонн) скважин составляет 8% от добывающего фонда или 112 скважин . Невысокие результаты (5-30т. тонн) получены по большому фонду скважин – 508 или 36%. Основной отбор из среднедебитных скважин. В эксплуатационном фонде в настоящее время числится 877 скважин или 61% от пробуренного фонда. Анализ состояния разработки показал, что месторождение находится в третьей стадии падающей добычи нефти, степень выработанности запасов – 55%. Количество нагнетательных скважин за последний год уменьшилось в 1.6 раза по сравнению с ранее достигнутым максимальным – 251 скв. в 1988г. Действующий фонд сократился с 242 скважин до 89, т.е. в 2.7 раза. Фактическое соотношение действующего добывающего и нагнетательного фонда по объекту Б10 значительно выше проектной величины ( в 2.3 раза ), вследствие остановки большого количества нагнетательных скважин с переходом на блочно - замкнутую систему заводнения. В настоящее время переход с площадного заводнения (семиточечная схема) на блочно – квадратную систему заводнения по объекту Б10 не завершён. 2.3 Свойства и состав пластовых флюидов Нефть пластов Б10 лёгкая, с меньшей вязкостью, с более высоким содержанием лёгких фракций и газа. Плотность её по поверхностным пробам составляет в среднем по горизонту 0.880т/м3 , в системе СИ 880кг/м3 , увеличена в приконтурных зонах до 883 – 885 кг/м3. Кинематическая вязкость нефти равна в среднем 32.4 10-6 м2/с. Лёгких фракций содержится – 17.3%, серы – 1.52%, парафина – 3.2%, смол – 10.7%. Из залежи нефти в ачимовской толще глубиннные пробы не отбирались. Плотность нефти в поверхностных условиях (скважина № 76Р) - 981 кг/м3, кинематическая вязкость – 40.95 10-6 м2/с, серы –1.6%, парафина – 2.5%, смол – 13%. Температура кипения - 83С. Таким образом нефть продуктивных пластов Усть – Балыкского Б10 месторждения сернистая, смолистая, парафинистая. При эксплуатации нефтяных скважин вместе с нефтью извлекается газ, который называется нефтяным газом. В нём содержится метан – 71.69%, азот – 1.69%, СО2 - 0.30%, сероводород отсутствует. Плотность нефтяного газа – 1.022 г/л. Средняя величина газового фактора составляет - 53 м3/м3 . Вода всех пластов хлорокальциевого типа. Удельный вес колеблется в пределах 1.01 – 1.011 г/см3. Общая минерализация 14.5 – 17.5 г/л. Вязкость пластовых вод составляет примерно 1.5МПа.с. В пластовых водах присутствуют углеводородные газы, азот, сероводород, углекислый газ, кислород, а также йод, бром, бор, барий и другие микрокомпоненты. Пластовая вода обладает кислотной агрессивностью. Таблица. 2.1 Свойства пластовой нефти горизонта Б10
3.3 Мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта Заводнение как средство поддержания пластового давления и искусственного воспроизведения наиболее благоприятно с точки зрения нефтеотдачи водонапорного режима вытеснения.Оно позволило повысить нефтеотдачу залежей. Но в связи с вступлением Усть-Балыкского месторождения пласт Б10 в завершающую стадию разработки обычное заводнение практически уже исчерпало свои возможности. Так как для этого этапа разработки характерно преждевременное обводнение добывающих скважин, снижающее их продуктивность. С целью снижения темпов падения добычи, улучшения условий вытеснения нефти и дополнительного вовлечения в разработку запасов нефти по горизонту Б10 наряду с регулированием процесса заводнения необходимо применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи, направленных на выравнивание проницаемостной неоднородности пласта и способствующих увеличению охвата заводнением и улучшения процесса вытеснения нефти. Анализ текущего состояния разработки Усть-Балыкского месторождения, предопределил выбор ряда мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта Б10 посредством воздействия через нагнетательные скважины : Соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта; Выравнивание профиля приёмистости и увеличение охвата пласта заводнением; Закачка составов, регулирующих нефтевытеснение и нефтеизвлечение. Проведение СКО заключается в увеличении проницаемости призабойной зоны. Так как в процессе эксплуатации нагнетательных скважин ухудшается приёмистость, вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации закачиваемой воды. Очищение поровых каналов и трещин соляно – кислотной обработкой, а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшает гидродинамическую связь пласта со скважинами. Увеличение приёмистости нагнетательных скважин является своего рода подготовкой для проведения следующего этапа мероприятий. Обводнение большинства добывающих скважин горизонта Б10 связано с прорывом воды из нагнетательных в добывающие по высокопроницаемым пластам. С целью улучшения условий вытеснения и вовлечения в разработку слабодренируемых зон с высокими остаточными запасами нефти, рекомендуется использовать технологию воздействия на пласт полимерно – гелевыми системами с использованием реагента Темпоскрин. Положительный эффект от применения Темпоскрина достигается за счёт особых свойств приготавливаемой на основе полимерно – гелевой системы, состоящей из мелких (1 – 4мм) упруго – пластичных частиц равномерно распределяющихся в объёме воды. Темпоскрин избирательно взаимодействует с разными пластами коллекторами. При закачке в пласт частицы Темпоскрина устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные поры, каверны и трещины. При этом благодаря своей пластичности частицы Темпоскрина легко преодолевают отдельные сужения в поровых каналах пласта. Менее проницаемые интервалы продуктивного разреза, как правило, не подвергаются воздействию Темпоскрина. Таким образом это препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части продуктивного пласта и приводит к перераспределению фильтрационных потоков, к охвату новых, ранее не задействованных нефтеносных участков пласта, к выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин. Очередным этапом на пути повышения нефтеотдачи пласта является закачка оторочки 0.05% водного раствора полиакриламида, улучшающей нефтевытесняющие свойства закачиваемой воды.Это способствует значительному повышению вязкости воды. Оторочка затем продвигается по пласту под воздействием обычной воды. Повышенная вязкость этой оторочки испецифическое строение полимерного раствора способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием, и снижению расхода воды, необходимой для заводнения залежи. Вытеснение нефти раствором полиакриламида приводит к увеличению нефтеотдачи на 5-10%. 3.1 Общая схема ППД Для удовлетворения потребности системы поддержания пластового давления в пресной воде, забор воды производится из реки Юганская Обь. Система водоснабжения состоит обычно из нескольких звеньев, к которым относятся водозаборные сооружения, напорные станции первого и второго подъёмов, кустовые насосные станции ( КНС ), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.    1 2 3 4           5    6  7 8  9 Приёмная труба; Береговой колодец; Насосная станция первого подъёма; Насосная станция второго подъёма; Разводящий водовод; Кустовые насосные станции; Водораспределительные гребёнки; Водоводы высокого давления; Нагнетательные скважины. Рисунок 3.1 Схема водоснабжения для заводнения пластов Водозабор находится в непосредственной близости от источника воды – реки Юганская Обь и состоит из самотечных приёмных линий большого диаметра и берегового колодца, куда спущены всасывающие трубы насосов первой ступени подъёма. Стенки колодца забетонированны, верх оборудован герметичным люком, диаметр колодца – 1.5м, глубина – 7м. Первая ступень водоподъёма оборудована тремя насосами Д-6-30027. Вторая ступень состоит из четырёх блоков оборудованных центробежными насосами ЦНС-3000 197. Очистных сооружений нет и добавок ингибиторов не производится. Со второй ступени подъёма вода поступает в водовод диаметром – 1000мм под давлением 1.6-2.0 МПа. Следущее звено в системе ППД – кустовые насосные станции. На продуктивный горизонт Б10 закачка воды ведётся шестью кустовыми насосными станциями, каждая из которых оборудована тремя центробежными насосами ЦНС-180-1422. В работе находится один агрегат, а два агрегата – в резерве. Далее от насосных агрегатов вода по выкидным линиям поступает в блок распределительных гребёнок под давлением 11.5-14.5 МПа. Распределительные гребёнки оборудованы основными и дублирующими задвижками, диафрагмами и частотными расходомерами (СВЧ-50). От распределительных гребёнок вода под давлением поступает в нагнетательные скважины. 3.4 Факторы, влияющие на приёмистость нагнетательных скважин От приёмистости нагнетательных скважин зависят объёмы закачки воды в пласт, что в свою очередь влияет на величину пластового давления, которое необходимо поддерживать для обеспечения высоких коэффициентов нефтеотдачи, а следовательно и добычи нефти из залежей. Поэтому знание факторов, влияющих на приёмистость скважин имеет важное значение для повышения приёмистости и ёе поддержания на заданном уровне. 1.Влияние геологического строения пласта на приёмистость скважин. Приёмистость нагнетательных скважин зависит от геологического строения и физических свойств нефтяного пласта, совершенства его вскрытия, состава его пород, химического состава пластовых вод, физико-химических свойств нагнетаемой воды, а также гранулометрического состава примесей, содержащихся в воде, давления её нагнетания. Продуктивные горизонты могут быть сложены из пород с различной проницаемостью. Поэтому проницаемость одного пласта может изменяться в различных его участках: высокопроницаемые участки разделяются низкопроницаемыми пропластками. Если призабойная зона пласта представлена мощными монолитными песчаниками, карбонатами, имеющими высокую проницаемость, приёмистость таких скважин обычно высокая и практически не изменяется в процессе нагнетания воды. Если же в призабойной зоне пласта содержатся глинистые прослои, то закачка воды в большинстве случаев осложняется, так как, обнажаясь, эти глинистые пропластки размываются и загрязняют поверхность фильтрации пласта. Кроме того, когда призабойная зона пласта представлена пропластками песчаников, чередующимися с глинами и аргиллитами, пласты обычно обладают более низкой проницаемостью, следовательно, приёмистость скважин может быть незначительной. 2. Причина снижения приёмистости в процессе закачки воды в пласт. Природные воды обычно содержат минеральные соли, различные газы, взвешенные твёрдые и коллоидные частицы, микроорганизмы. При закачке пресной воды может происходить набухание глинистых материалов, входящих в состав пород. Во избежание этого рекомендуется проводить соляно-кислотную обработку призабойной зоны вводимых в эксплуатацию нагнетательных скважин. Это приводит к сжатию глинистых материалов вследствие замедления ионнообменного процесса между катионом кальция, входящего в состав глин, и ионом водорода, содержащегося в соляной кислоте. После взаимодействия соляной кислоты с глиной в пласты можно закачивать пресную воду с добавкой неионогенных или катионоактивных поверхностно-активных веществ, которые адсорбируются на поверхности глинистых частиц. Взвешенные твёрдые частицы, различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде, загрязняют поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, тем самым снижая приёмистость скважин. При нагнетании холодной воды в нефтяные пласты с повышенной температурой не исключена возможность распада бикарбонатов и образования карбоната кальция в пористой среде. Это объясняется тем, что с повышением температуры воды нарушается равновесие между ионами бикарбоната и двуокисью углерода СО2. 3.Снижение приёмистости в результате образования сероводорода. Заводнение нефтяных пластов в ряде случаев сопровождается появлением в продуктивном пласте сероводорода, ранее в нём отсутствующего, что связано с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые восстанавливают сульфаты воды до сероводорода. Сульфатвосстанавливающие бактерии практически содержатся во всех поверхностных и подземных источниках воды, при закачке которой неизбежно загрязнение призабойной зоны нагнетательных скважин этими бактериями, являющимися анаэробными микроорганизмами, то есть их жизнедеятельность протекает без доступа кислорода. Источником энергии для их развития при попадании в нефтяной служат углеводороды нефти. Поэтому сульфатвосстанавливающие бактерии развиваются только в нефтеносных пластах. Активная жизнедеятельность СВБ при разработке нфтяных месторождений приводит к снижению приёмистости скважин в результате: выпадения в призабойных зонах карбонатных осадков, которые образуются при замещении сульфатных ионов воды карбонатными; образования осадка сульфида железа при использовании воды с большим содержанием железа; закупоривания колониями микроорганизмов поровых каналов продуктивного пласта в призабойной зоне скважин. 4.Влияние раскрытия и смыкания трещин призабойной зоны пласта на приёмистость. Общая проницаемость пласта: общ пор тр , где пор , тр – проницаемость соответственно пористой среды и трещин. Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых складывается поровое пространство. Проницаемость трещин в основном зависит от раскрытия трещин, на что, в свою очередь влияет давление нагнетания воды. Устойчивая работа нагнетательных скважин обусловлена в большинстве случаев естественным раскрытием трещин. В процессе закачки воды в скважину при определённом перепаде давления в пласте трещины раскрыты и закачиваемая вода движется в основном по ним. При уменьшении давления нагнетания эти трещины постепенно смыкаются, и основная часть закачиваемой воды начинает фильтроваться по порам в пласте. В результате в зависимости от изменений перепада давления, в свою очередь, меняется приёмистость нагнетательных скважин. 3.5 Расчёт приёмистости нагнетательной скважины Расчёт приёмистости скважины 1610 куста 48 Усть – Балыкского месторождения. Таблица 3.1 Исходные данные
|
