ОПТИМИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, С ПРИМЕНЕНИЕМ ШСНУ, В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ КОМСОМОЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ

ОПТИМИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, С ПРИМЕНЕНИЕМ ШСНУ, В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ КОМСОМОЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ
Технология совместной подготовки нефти и воды предусматривает комплекс технических мероприятий и технологических приемов, позволяющих повысить качество воды, отделяемой в процессе обезвоживания нефти, и наиболее рационально решить проблемы, связанные с децентрализацией объектов предварительного обезвоживания нефти в условиях возрастающей обводненности продукции нефтяных месторождений.
При подготовке нефтепромысловых сточных вод к использованию в системе заводнения из них удаляют компоненты, влияющие на приемистость нагнетательных скважин или химическую совместимость с водой продуктивных пластов. Кроме того, необходимо снизить коррозионную агрессивность воды и удалить растворенные углеводородные газы. Однако в большинстве случаев подготовка воды сводится к очистке от эмульгированной нефти и механических примесей, содержание которых в закачиваемой воде не должно превышать 1 мг/л, а железа - 0,2 мг/л.
Существующие технологические схемы подготовки нефтепромысловых вод не соответствуют предъявляемым требованиям и нуждаются в дальнейшем совершенствовании.
Имеется положительный опыт подготовки нефти и одновременной очистки воды с помощью отстойников, работающих в динамическом режиме и оснащенных специальными распределителями потока жидкости; подготовленная вода содержит 40 мг/л механических примесей и до 50 мг/л нефти.
В большинстве НГДУ сбор и утилизацию сточных вод производят по закрытой системе с использованием резервуаров типа РВС или горизонтальных емкостей.
Очистку сточных вод осуществляют в динамических резервуарах-отстойниках (типа РВС), где улавливается от 2 до 5 % общего объема добытой нефти.
К недостаткам резервуаров-отстойников относятся высокая чувствительность к изменениям расхода и качества исходной воды; низкая степень очистки сточных вод от нефти; сложность удаления осадка из резервуара.
В процессе совместной подготовки нефти и воды важную роль играет деэмульгатор; он составляет одну из главных статей эксплуатационных затрат и оказывает решающее влияние на качество подготавливаемой нефти.
В нашей стране накоплен опыт совместной подготовки воды и нефти в зависимости от климатических и географических условий. Процесс обезвоживания в холодное время года стабилизируется путем поддержания постоянной температуры сырья. Это достигается за счет применения подогревателей; использования горячей пластовой сточной воды; теплоизоляции трубопроводов и оборудования.
В настоящее время утилизация отходов (FeS, остатки эмульсии с промежуточного слоя, донного остатка и сточной воды) превратилась для нефтегазодобывающих управлений в условиях повышения требований экологии и природоохранных мероприятий в одну из основных проблем. С одной стороны, это объясняется недостаточной исследованностью вопроса, с другой — проблема в предыдущие годы не была такой острой.
Решение проблемы связано с высокими капитальными вложениями и предусматривает развитие или создание новых технологических и технических решений. Существуют возможные решения этой проблемы на основе широких промысловых и теоретических исследований, которые необходимо проводить в комплексе с новыми методами повышения нефтеотдачи пластов. Во-первых, необходимо получить чистую товарную сточную воду для закачки в пласт, качеству очистки которой еще не уделяется должного внимания, во-вторых — монодисперсную высокостойкую эмульсию со взвешенными мехпримесями для технологических целей.

5.1. Исходные данные для проектирования


При разработке проекта использованы следующие материалы:
• Основные технико-экономические показатели, характеристика оборудования и технические условия.
• Рекомендации по технологии подготовки нефти на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения СибНИИНП.


5.2. Назначение объекта, данные о мощности


Центральный пункт сбора (ЦПС) предназначен для подготовки нефти до товарных кондиций с максимальным использованием имеющегося в наличии оборудования:
• Сепаратор нефтегазовый С-1, V 50м3 1 шт.;
• Сепаратор газовый ГС-1, V 8м3 1 шт.;
• Линейный подогреватель ТЭН-60, V 0,16 м3 1 шт.;
• Теплообменники нефтяные Т-1...Т-3 3 шт.;
• Насосы внутренней перекачки нефти ЦНС 60-99 3 шт.;
• Емкости подземные ЕПП, V 12,5 м3 7 шт.;
• Погружные насосы НВ 50/50 7 шт.;
• Насосы внешней перекачки нефти ЦНС 105-294 2 шт.;
• Резервуары: РВС-5000, 1 шт.; РВС-3000, 1 шт.; РВС-1000; 1 шт.; РВС-700, 2 шт.
• Сепаратор нефтегазовый С-2, V 12,5 м3    1 шт.;
• Отстойник нефтяной горизонт. О-1, V 50 м3    1 шт.;
• Факельная установка УФМГ Ду 100 мм    1 шт.;
• Насос дозировочный НД 2,5/400   1 шт.;
• Узел учета нефти 1 шт.
Товарная нефть насосами внешней перекачки через узел учета нефти по напорному нефтепроводу направляется в магистральный нефтепровод «Повх-Покачи».
Подготовленная вода плунжерным насосом будет подаваться в скважины для осуществления опытной закачки ее в пласт.
Попутный нефтяной газ используется на собственные нужды. Производительность ЦПС:
• по жидкости - 109,975 тыс. т/ год,
• по нефти - 92,646 тыс. т/ год,
• по газу - 8431 тыс.н.м3/ год.


5. 3. Свойства и состав нефти, газа и воды


В таблицах 5.1-5.8 приведены характеристики нефти и растворенного в ней газа в пластовых и поверхностных условиях, а также анализы пластовой воды.
На Западно-Могутлорском месторождении из пласта отобраны 7 глубинных проб нефти в скважинах Е-1, 13-2, 15-2 и 281.
По результатам дифференциального разгазирования плотность пластовой нефти в среднем составляет 743 кгс/м3, газосодержание - 93 м3/т, объемный коэффициент 1,231.
Давление насыщения нефти газом определено в опытах однократного разгазирования в 13,3 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 0,70 МПа·с.
Для залежей пласта ЮВ11 Могутлорского месторождения свойства пластовых флюидов изучены по 7 глубинным пробам, отобранным в скважинах 285, 288 и 297, и приняты следующие средние параметры.
Плотность пластовой нефти 698 кг/м3, газосодержание 154 м3/т, объемный коэффициент 1,366. Давление насыщения нефти газом - 18, 4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 0,49 МПа·с.
Залежь нефти пласта ЮВ2 глубинными пробами нефти не охарактеризована. Основные характеристики пластовой нефти приняты по аналогии с пластом ЮВ11 Могутлорского месторождения.
Состав растворенного в нефти газа определен для пласта ЮВ11 Западно-Могутлорского месторождения для основных компонентов по данным дифференциального разгазирования как: метан - 68,8%, этан - 11,4%, пропан - 11,5%. Плотность газа по воздуху 1,000 кгс/м3.
Разгазированная нефть по данным исследования поверхностных проб содержит в среднем 0,77% весовых серы, парафина 1,53%, смол силикагелевых 5,67%, асфальтенов 1,29%.
Для нефтей залежей пласта ЮВ11 Могутлорского месторождения эти параметры близки, за исключением более высокого содержания силикагелевых смол (до 10,2%) и асфальтенов (до 7,4%).
Данные анализа поверхностных проб нефти из пласта ЮВ2 (скв. 285 и 288) говорят о низком содержании серы - 0,08%, более высоком, по сравнению с пластом ЮВ11, процентом парафина - 2,67. Смол силикагелевых и асфальтенов также зафиксировано относительно низкое количество: 2,18% и 0,12%.
Товарные свойства нефтей Западно-Могутлорского и Могутлорского месторождений специально не изучались. Идентичность их состава с нефтями соседних месторождений района позволяет предварительно относить их, в соответствии с технологической классификацией, к классу П сернистых нефтей, группе М2 (суммарное потенциальное содержание базовых смесей составляет порядка 21%, считая на нефть), к подгруппе И1 (индекс вязкости масел выше 85) и к виду П2. Бензиновые дестилляты характеризуются низкими октановыми числами в связи с преобладанием парафиновых углеводородов. Фракция 120-240° С отвечает требованиям ГОСТа на топливо ТС-1. Дизельные дестилляты обладают высокими цетановыми числами.
Химический состав и физические свойства пластовых вод изучены только по пласту ЮВ11 (скважины 71, 281, 287, 289 и 292). Общая минерализация по данным анализа проб воды изменяется от 13,0 до 33,8 г/л, удельный вес в поверхностных условиях 1,009 - 1,024 г/см3. В пластовых водах преобладают ионы хлора (среднее содержание 13,2 г/л), натрия и кальция (6,2 г/л). Отмечается присутствие брома (29,1 - 76,6 мг/л), йода (1,75 - 4,38 мг/л). Кислотное число в среднем составляет 7-8 единиц.
Все разнообразие технологических схем подготовки нефти можно классифицировать, приняв за основу следующие технологические приемы, повышающие эффективность тех-нологии подготовки нефти на каждом этапе:
1) использование принципа естественного расслоения эмульсии на нефть и воду в поле сил гравитации;
2) применение средств интенсификации разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и снижения вязкости нефти путем нагрева, использования деэмульгаторов, промывки в водном слое (дополнительно к первому приему);
3) интенсификация процесса коалесценции и укрупнения капель (коалесцирующие фильтры, электрическое поле, гидродинамические коалесценторы, ультразвук);
4) применение средств интенсификации расслоения потока на нефть и воду (концевые делители фаз, расслоители потока, секционные каплеобразователи и др.);
5) прямое вытеснение глобуп воды из эмульсии под действием энергии расширяющегося газа в дренажную воду;
6) расчленение процессов на отдельные элементы, осуществление каждого из них при наиболее благоприятном гидродинамическом режиме и совмещение их с другими про-цессами (транспортирование, сепарация газа, очистка, сброс воды и т.д.).
Вопросы подготовки сточной воды нефтепромыслов и использования ее для заводнения нефтяных пластов необходимо решать комплексно с разработкой нефтяных месторождений.
Совершенствование совместной подготовки нефти и воды в напорной герметизированной системе обустройства нефтяных месторождений заключается в получении сточных вод высокого качества путем реализации физических процессов (коалесценции и адгезии), происходящих на межфазной границе в нефтеводяных эмульсиях.
При интенсивном контактировании нефти и воды, загрязненной эмульгированной нефтью, вследствие развития межфазной поверхности происходит полная очистка воды от эмульгированной нефти вследствие коалесценции. В этом случае нефть служит жидкой коалесцирующей средой. Очистка воды осуществляется как в прямых, так и в обратных эмульсиях. В практике это явление протекает в промысловых системах сбора продукции нефтяных скважин.
При интенсивном контактировании нефти и воды, загрязненной твердыми взвешенными веществами (сернистое железо, карбонат кальция и т.д.), происходит очистка воды за счет адгезии твердых частиц на межфазной поверхности. Процесс очистки аналогичен флотации и наиболее активно протекает в прямых эмульсиях.
Коалесценция и адгезия загрязнений дисперсной фазы межфазной поверхности нефтяных эмульсий в системе промыслового сбора обусловливает высокое технологическое качество воды, находящейся в дисперсном состоянии.
На основании промысловых исследований сформулирована технологическая задача: сохранение качества воды в процессе обработки промысловых эмульсий реагентом-деэмульгатором и в процессе обезвоживания нефти. Совершенствование технологии совместной подготовки нефти и воды включает технические приемы решения этой задачи.
Использование принципа естественного расслоения эмульсии на нефть и воду в поле сил гравитации и принято за основу в данной работе. Целью работы является совершенствование технологии подготовки нефти и воды на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения путем включения в технологическую схему установки предварительного сброса воды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Западно-Могутлорское и Могутлорское месторождения недостаточно изучены, особенно в части определения фильтрационных характеристик коллекторов, степени неоднородности и анизотропии продуктивных пластов. По данным сейсмических исследований тектонические нарушения не выделяются на площади Западно-Могутлорского месторождения, они приняты по результатам определения положения водонефтяных контактов в скважинах. Гидропрослушивание между скважинами отдельных блоков Западно-Могутлорского месторождения не было проведено, поэтому судить о степени проводимости разделов между блоками на данной стадии изученности не представляется возможным.
По данным измерения пластовых давлений в период пробной эксплуатации 1998-2000гг., в выделяемом центральном блоке Западно-Могутлорского месторождения к моменту ввода в эксплуатацию в 2000г. скв. 13-2, 19-2 и 16-2 в них произошло значительное снижение пластового давления (на 4-5 МПа) от начального. Это указывает на то, что тектонический раздел между центральным и северным блоками является гидродинамически проводящим. В то же время степень связи не ясна, его проницаемость также не ясна. Важно также знать протяженность и направление предполагаемого разлома. Определение количественных параметров разлома, таким образом, является одной из важнейших задач для изучения геологического строения Западно-Могутлорского месторождения, решение которой позволит уточнить систему и плотность размещения забоев скважин, а также систему поддержания пластового давления.
Выше также отмечалось, что за семь лет, в течение которых отбиралась нефть без поддержания пластового давления (ППД), из-за низкой пьезопроводности пласта пластовое давление упало на значительную величину, т.к. законтурная водоносная область не «успевала» поддержать давление в зоне отбора. Отсутствие закачки воды создало ряд проблем, среди которых главными сегодня являются следующие:
1) какова будет приемистость скважины и какими должны быть параметры закачки воды;
2) как быстро будет падать приемистость скважин и каковы должны быть параметры регулирования закачки;
3) из-за снижения пластового давления цементное кольцо в продуктивной зоне добывающих скважин не создается, т.к. не происходит «схватывания» цемента ни с породой, ни с колонной из-за высокой водоотдачи и проникновения цементного раствора в пласт;
4) последняя проблема привела к проблеме обводнения скважин из-за заколонных перетоков воды, если в продуктивном разрезе появляются водонасыщенные прослои.
Более 70% площади во внешнем контуре нефтеносности Западно-Могутлорского месторождения являются «водоплавающими». Это значит, что большинство добывающих скважин будет вскрывать нефтеводонасыщенную толщину пласта, что даже при отличном качестве цементажа продуктивной части пласта приводит и будет приводить к быстрому обводнению продукции.
Таким образом, возникли нестандартные задачи по закачке воды, по борьбе с преждевременным обводнением скважин, по созданию технологии вскрытия пластов.
Следует также отметить, что коэффициенты нефтенасыщенности по данным ГИС определены недостаточно надежно, так как минерализация пластовых вод определялась по некондиционным пробам и поэтому сопротивление пластовых вод месторождения было принято по аналогии с соседними месторождениями. В дальнейшем следует уточнить коэффициент нефтенасыщенности продуктивных пластов Западно-Могутлорского и Могутлорского месторождений. Исследования по определению фазовых проницаемостей на керне пластов ЮВ1 и ЮВ2 не проводились, поэтому кривые фазовых проницаемостей приняты по аналогии с аналогичными отложениями Тевлинско-Рускинского месторождения. Поэтому ГКЗ РФ рекомендовало в этой части выполнить отбор керна из объектов подсчета запасов и провести на отобранном керне исследования по вытеснению нефти.
Вышеизложенное позволяет сформулировать основные цели проведения опытно-промышленной эксплуатации Западно-Могутлорского лицензионного участка на период до 5 лет (2001-2005гг.):
- проведение опытно-промышленной закачки воды в условиях сложного геологического строения и обширных водонефтяных зон;
- изучение степени гидродинамической связи между блоками через тектонические нарушения;
- применение новых эффективных технологий по первичному и вторичному вскрытию продуктивного пласта и увеличению нефтеотдачи;
отбор и детальное исследование керна для определения начальной нефтенасыщенности, коэфициента вытеснения, капиллярных кривых и фазовых проницаемостей.
Для выполнения этих целей должны быть подготовлены специальные программы проведения опытно-промышленных работ с конкретной привязкой по срокам строительства скважин, кустовых насосных станций и внутрипромысловых сооружений. В этих программах должны быть предусмотрены:
по опытно-промышленной закачке воды:
1) перфорация нагнетательных скважин мощными зарядами;
2) исследование нагнетательных скважин на разных (трех-четырех) режимах закачки воды (сеноманской) и определение коэффициента приемистости. Эти исследования должны проводится дважды в год;
3) снятие профилей приемистости при разных режимах закачки воды. Эти исследования могут проводиться раз в год;
4) сезонные (четыре раза в год) исследования химических и физических свойств закачиваемой воды;
5) изучение зависимости изменения всех параметров закачки во времени для определения причин и характера затухания приемистости нагнетательных скважин.
по изучению степени гидродинамической связи между блоками:
1) обоснованный выбор пар скважин, одна из которых будет возмущающей, а другая - реагирующей. Например, для северного разлома центрального блока («горст») этими скважинами могут быть: в качестве возмущающей - скв. 2-3, которая будет переведена под закачку воды, а в качестве реагирующей может быть одна из скважин - или Е-2, или 55, или 58.
2) перфорация нагнетательных скважин мощными зарядами для обеспечения высокой приемистости нагнетательных скважин. Для получения надежных результатов по изучению взаимодействия скважин и определения количественных ее параметров (величины гидропроводности, направления разломов) необходимо обеспечить, чтобы приемистость каждой нагнетательной скважины за все время исследований была не меньше 200 м3/сутки (лучше больше);
3) провести исследования профиля приемистости и интервала закачки воды;
4) в реагирующих скважинах должны быть проведены работы по исследованию качества цементного кольца против продуктивности пласта, наличия надежной связи пласта и скважины (высокое качество перфорации);
5) проведение в реагирующих скважинах непрерывных замеров величины пластового давления за весь период проведения исследований по взаимодействию скважин. Этот период составит примерно календарный месяц, в течение которого реагирующая эксплуатационная скважина будет служить в качестве пьезометра;
6) проведение собственно исследований по взаимодействию, которое включает в себя в реагирующей скважине - непрерывные замеры величины пластового давления глубинными приборами; в возмущающей скважине - периодическое изменение объемов закачки, которое проводится в режиме: максимальной закачки (5-7 дней) – остановка (3-5 дней) - максимальная закачка (5-7 дней) - остановка (3-5 дней) -максимальная закачка.
Волнообразное изменение давления в реагирующей скважине позволяет рассчитать все необходимые параметры пласта в районе между возмущающей и реагирующей скважинами.
По первичному и вторичному вскрытию пластов в водонефтяных зонах:
1) провести беззумфовое первичное вскрытие добывающих скважин на 6 кусте №№ 45, 46, 55 и 56. Предполагается, что это позволит избавиться от преждевременного обводнения этих скважин из-за заколонных перетоков.
Что же касается темы дипломного проекта, то целью обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях является существенное снижение расходов на транспортирование нефти, так как вода сама по себе является балластом и транспортировать ее по магистральным нефтепроводам нет необходимости; недопущение образования стабильных эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах; предохранение магистральных трубопроводов и оборудования от внутренних коррозионных разрушений, наконец закачка отделенной воды в пласт для поддержания пластового давления.
Для решения этих задач в условиях нефтепромысла предлагается включить в схему технологического процесса подготовки нефти и воды на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения установку предварительного сброса воды. Для отделения воды от нефти, на основании технологических расчетов, предлагается использование отстойника ОГ-50 со следующими техническими характеристиками:
Объем аппарата, м3 50
Масса, кг 11643,4 
Рабочая среда нефть, пластовая вода
Давление рабочее, Мпа 0,8
Температура рабочей среды, °С не более 100
Температура окружающей среды среды, °С -60
Пропускная способность, м3/сут. 2400
Обводненность сырья, % не более 30
Обводненность выходящей нефти, % не более 0,5.
В результате выполненных экономических исследований показано, что применение УПСВ на объектах предприятия обеспечивает сокращение потерь нефти на 1063 т/год.
 Прибыль предприятия от реализации дополнительной товарной нефти составляет
2371 тыс/руб. в год.
 Срок окупаемости технологии для предприятия ОАО «Аганнефтегазгеология» составляет 1 год и 3 месяца.
Коэффициент отдачи капитала равен 2,56.
 В целом технология УПСВ обеспечивает решение комплекса нефтепромысловых задач, включающего:
- сокращение потерь нефти;
- увеличение объемов ее реализации;
- уменьшение расхода химреагентов;
- закачку отделенной воды в пласт для поддержания пластового давления;
- предохранение оборудования и нефтепроводов от внутренней коррозии.
Из расчетов на безопасность и экологичность проекта можно прийти к выводу, что установка предварительного сброса воды является относительно безопасным производством для жизнедеятельности человека и экологии при соблюдении правил техники безопасности и графика профилактических работ.
Внедрение технологии предварительного сброса воды обеспечивает решение ряда задач, связанных с подготовкой нефти и подготовкой нефтепромысловых сточных вод к ис¬пользованию в системе заводнения.