«Совершенствование технологий заводнения нефтяных месторождений с использованием малорасходных насосов. Анализ эффективности их применения».-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ

«Совершенствование технологий заводнения нефтяных месторождений с использованием малорасходных насосов. Анализ эффективности их применения».-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ
Состояние развития нефтяной промышленности страны, как и любой другой сырьевой отрасли индустрии, зависит от целого ряда факторов, и прежде всего природного характера, т.е. от наличия сырьевой базы и ее количественной и качественной характеристики. Всего в пределах России выделяется 12 нефтегазоносных провинции, но лишь 4 из них имеют развитую нефтяную промышленность и оказывают огромное, а подчас и определяющее влияние на общее экономическое состояние региона. К ним относятся Западно-Сибирская, Волго-Уральская, Тимано-Печорская и Северо-Кавказская провинции. За многолетнюю историю нефтепоисковых работ на территории Татарстана пробурено 7 млн.м. глубоких разведочных и 6,8 млн.м. мелких структурно-картировочных скважин. Отработано более 80 тыс.км. сейсмопрофилей, из которых более 40тыс.км. - прогрессивным методом общей глубиной точки (МОГТ). Выполнен большой объем работ "легкими" методами полевой геофизики (грави-, магнито- и электроразведки). Проведенные работы позволили установить, что Татарстан является наиболее богатым районом Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Здесь доказана промышленная нефтегазоносность 26 и перспективная нефтегазоносность 6 стратиграфических горизонтов, открыто 96 нефтяных месторождений, объединяющих более 2800 залежей, выявлено около 150 месторождений природных битумов. В исторически короткий срок республика Татарстан стала известна в стране и за рубежом как регион большой нефти. Уже в 1953 г. опередил по уровню добычи нефти Самарскую область, в 1955 г. сравнялся со старейшим нефтедобывающим районом-Азербайджаном, а в 1956 г. перешагнул уровень добычи Башкортастана и в 1957 г. вышел на первое место в стране, которое удерживал 17 лет. В 1970 г. в Татарстане был достигнут 100-миллионный уровень добычи нефти, который поддерживался в течение 7 лет. В 1972 г добыт первый, а в 1981 г. второй миллиард тонн нефти. За время освоения нефтяных богатств в республике добыто более 2,5 млрд.т. нефти и более 90 млрд.м.куб. попутного газа, накоплен обширный материал по геологии, нефтегазоносности и освоению нефтяных ресурсов. Одним из крупнейших месторождений Татарстана является Ромашкинское месторождение, открытое в 1943 г. На окраине села Тимяшего, у скважины №3 высится памятник этому знаменательному событию. От этой скважины пошла большая татарская нефть. Она уже дала более 400 тыс.т. нефти и работает до сих пор еще с девонского пласта.
Кроме передовых методов разведки и подготовки к освоению, на этом месторождении впервые в мировой практике в широком масштабе было успешно применено заводнение, позволившее ускорить извлечение запасов нефти из недр и значительно повысить нефтеотдачу пластов. Применение новых методов разведки и доразведки позволило сократить объемы глубокого разведочного бурения в Татарстане на 3 млн. м. и обеспечить прирост 200 млн. т. запасов и экономию 450 млн.руб. в ценах 1989г. Ромашкинское месторождение вот уже несколько десятилетий является поистине полигоном, на котором испытываются многие новейшие технологии, оборудование, приборы и методы контроля и регулирования процессов разработки. На месторождении решаются проблемные вопросы по изучению влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу (основные площади месторождения), ускоренному созданию фронта заводнения (Азнакаевский эксперимент), снижению давления на забое добывающих скважин ниже давления насыщения (Ташлиярский эксперимент), улучшению выработки слабопроцаемых пластов и ВИЗ (Абдрахмановская, Западно-Лениногорская площади), оптимизация давления нагнетания (Абдрахмановская площадь), применению гидродинамических и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), новых методов контроля и регулирования процессов разработки.
Разработка месторождения вступает в новую, четвертую стадию, на которой необходимо решить ряд проблем: осуществление комплексных мер по вовлечению в активную разработку всех запасов эксплуатационных объектов за
счет дальнейшего внедрения отработанных мер по разукрупнению объектов разработки; увеличения коэффициента нефтеотдачи сверх проектного уровня; совершенствования систем заводнения; внедрения современных методов контроля и регулирования процессов разработки и т.д.

3. Технико-технологическая часть
3.1. Анализ текущего состояния системы ППД

3.1.1. Существующая система заводнения на 1-ом блоке
Зай-Каратайской площади

На протяжении многих десятилетий развития нефтяной промышленности разработка месторождений осуществлялась путем бурения только добывающих скважин и извлечения нефти из них за счет использования ресурсов всех естественных видов пластовой энергии. По истощении пластовой энергии и снижении забойных давлений в добывающих скважинах, иногда до нуля, месторождения забрасывались при извлечении не более 25 – 30 % от первоначальных запасов нефти в пласте.
Хотя вода – спутник нефти с момента ее образования, появление воды в добывающих скважинах рассматривалось как аварийное состояние и скважины останавливались. И только в конце 20-х – начале 30-х годов было замечено, что из скважин, в которых появлялась вода, извлекалось нефти больше и добыча была стабильней, чем в безводных скважинах. В 1932 г. комиссия под руководством акад. И. М. Губкина установила возможность и эффективность вытеснения нефти из пластов контурными пластовыми водами. Естественный водонапорный режим разработки нефтяных залежей был признан наиболее эффективным.
С 30-х годов начала развиваться теория нефтяного пласта, водонапорного режима разработки и интерференции скважин. Однако идея восполнения пластовой энергии, расходуемой на вытеснение нефти и нагнетанием воды в пласты через скважины с поверхности, у нас в стране впервые была выдвинута и осуществлена лишь в послевоенные годы под руководством акад. А. П. Крылова.
Искусственное заводнение получило широкое распространение. На месторождениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее время добывается около 90 % от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2 млрд. м3 в год. Популярность искусственного заводнения нефтяных залежей обусловлена его следующими преимуществами:
- доступностью воды;
- относительной простотой нагнетания воды;
- относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.   
Первоначально применение заводнения связывалось в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения (законтурное заводнение). Принципы законтурного


заводнения - многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отключение малообводненных скважин и другие – не получили распространения.
Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин “разрезается” на отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении.
В начале 60-х годов институтом «Гипровостокнефть» были обоснованы блоковые системы внутриконтурного заводнения. При этих системах требуется разрезать нефтяное месторождение на блоки оптимальных размеров, которые исключают консервацию запасов нефти во внутренних зонах.
В случае приконтурного заводнения нагнетательные скважины располагаются внутри залежей в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки небольших залежей (шириной не более 4-5 км) с известным положением контуров нефтеносности при относительно выдержанных пластах, высокой проницаемости и малой вязкости нефти.
При осевом разрезании скважины нагнетательного ряда размещаются вдоль длинной оси структуры. Осевое разрезание применяется при ширине залежей более 4-5 км и обычно сочетается с законтурным заводнением.
Площадное заводнение особенно эффективно применять при разработке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов.
Очагово-избирательная система заводнения предназначена для разработки месторождений с высокой неоднородностью и прерывистостью продуктивных пластов. По этой системе работают нефтяные залежи нижнего карбона на Ромашкинском месторождении.
В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя не вытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках зонах и др. это приводит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных менее проницаемых слоев и зон. Такая ситуация наблюдается на Зай-Каратайской площади с внедрением в разработку верхних пластов девона.
Одним из эффективных способов дополнительного охвата заводнением не вовлеченных зон и участков могут служить циклическое, нестационарное заводнение послойно неоднородных продуктивных пластов и, как сопутствующий ему, способ изменения направления, кинематики потоков жидкости в систему скважин по простиранию неоднородных пластов.
Циклическое воздействие на пласты способствует преодолению характера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенностей, т. е. повышению охвата заводнением неоднородных пластов.
На Зай-Каратайской площади сложилась комбинированная система разработки, сочетающая линейное разрезание площади на 3 блока с очаговым заводнением. Пластовое давление поддерживается 7 КНС с общим нагнетательным фондом скважин 135. Давление нагнетания варьируется от 150 до 195 кгс/см3. Первый блок Зай-Каратайской площади включает в себя 3 КНС и одну выносную камеру напорного коллектора. Агентом для работы КНС являются как сточные нефтепромысловые воды, так и пресная вода с Карабашского водохранилища. Суточный объем закачки по первому блоку составляет примерно 4500 м3/сут, из них порядка 90% составляют сточные нефтепромысловые воды. Переход на закачку пресной воды происходит на КНС-121 периодически по технологическим причинам ( например, в случае временного отсутствия отпуска воды с ГОС ).
Для поддержания давления нагнетания в системе ППД применяются различного типа насосные агрегаты: от серийных ЦНС-180 до малопроизводительных насосов ГНУ «РЭДА» и ЦНС-45-1800. Разработка ведется в основном верхних пластов горизонта ДI. Вода на КНС поступает с очистных сооружений – сточные воды с ГОС (Горкинские очистные сооружения) и пресная вода с Карабашских ВОС. Объемы закачки по КНС приведены в таблице №14.