Очистка промысловых вод для системы ППД на Федоровском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Очистка промысловых вод для системы ППД на Федоровском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

За последние годы структура топливно-энергетического баланса стра-ны значительно изменилась, – он по существу стал нефтегазовым. К настоя-щему времени на крупных месторождениях России запасы нефти из наиболее продуктивных пластов в значительной степени выработаны, а добываемая продукция характеризуется высокой обводненностью. В разработку вводят-ся новые месторождения со сложным геологическим строением, низкопро-дуктивные, с ухудшенными коллекторскими свойствами, усложняющими из-влечение нефти. В связи с этим большую актуальность приобретают пробле-мы повышения эффективности разработки месторождений, создания новых технологий, учитывающих специфику структуры запасов нефти разрабаты-ваемых и вновь вводимых месторождений. Особую остроту задача увеличе-ния степени извлечения нефти из недр приобретает для давно эксплуатируе-мых месторождений Западной Сибири. Повышение нефтеотдачи пластов определяется Министерством топлива и энергетики Российской Федерации как одно из основных стратегических направлений научно- технического прогресса в нефтедобывающей отрасли.
Заводнение до сих пор остается наиболее распространенным методом длительного и масштабного воздействия на нефтяной пласт в процессе раз-работки нефтяного месторождения.
Требования к нефтепромысловым сточным водам используемых для систем ППД, предъявляются по трем основным показателям: содержанию эмульгированной нефти (нефтепродуктов) и частиц твердых механических примесей, микробиологической и химической совместимости ее с пластовой водой и породой коллекторов.
При закачке в пласт любых флюидов, в том числе идеально чистых, происходят эффекты самокольматации пласта несцементированными части-цами, содержащимися в любом из них. Эти процессы имеют место как в зоне перемещения нефти к призабойной зоне добывающих скважин, так и в зоне движения закачиваемой воды со стороны нагнетательных скважин. В связи с этим имеет место ухудшение коллекторских свойств пласта (пористости, проницаемости) и снижение как приемистости нагнетательных, так и продук-тивности добывающих. Закачка в пласты чистой воды существенно улучшает условия вытеснения нефти и тормозит ухудшение коллекторских свойств пласта, обеспечивая вытеснение нефти из большего числа порово-трещинных каналов, увеличивая тем самым нефтеотдачу пластов.
Исходя из всего вышесказанного, можно сделать вывод, что эффектив-ными методами очистки сточных и других топов вод считаются те, которые удаляют кольматирующую составляющую взвеси. Для очистки нужно раз-рабатывать технологии и необходимые для их реализации устройства и установки.
Существующие методы очистки нефтепромысловых сточных вод под-разделяют на физические и химические. К первым относят методы отстоя и флотации. Ко второму – воздействие реагентами, добавление которых в не-большом количестве способствует укрупнению частиц и резко повышает эф-фективность очистки.
Наряду с существующими методами очистки предлагается ранний сброс воды на кусте скважин. Основной задачей кустового сброса является отделение и подготовка до норм ППД свободной воды от основной продук-ции в районе куста добывающих скважин, что позволяет своевременно раз-делять воды разные по своим физико-химическим свойствам. Далее отделен-ная и подготовленная вода по трубопроводам направляется в систему ППД, а частично обезвоженная нефть – в центральный пункт сбора нефти, где про-исходит ее доподготовка, включающая в себя отделение воды и газа из эмульсии.
Одним из достоинств технологии кустового сброса является то, что все схемы кустового сброса не являются площадочными объектами требующи-ми:
• высоких энергозатрат на перекачку и очистку воды;
• высокой металлоемкости объекта;
• постоянного контроля и надзора обслуживающего персонала.
Существует несколько вариантов аппаратурного оформления объектов кустового сброса. При выборе одного из них следует помнить, что описан-ные системы не являются универсальным средством по сбросу воды. Перед выбором одного из них следует провести необходимые исследования, с це-лью подбора наиболее эффективного метода для конкретного случая.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

С 1976 года на месторождении ведутся опытно-промышленные работы по эксплуатации водонефтегазовых залежей пластов АС4-8. Они представле-ны на всех площадях Фёдоровского месторождения и в плане перекрывают практически все разрабатываемые пласты. Содержат 159,1 млн. тонн утвер-ждённых начальных извлекаемых запасов нефти, что составляет 23,4 % от запасов месторождения.
Залежь нефти пластов АС4-8 практически на всей площади представляет собой нефтяную оторочку, заключённую между обширной газовой шапкой и подстилающей её подошвенной водой. Запасы нефти этой залежи считаются трудноизвлекаемыми. Результаты проводимых опытно-промышленых работ показали, что добыча нефти сопровождается отборами значительных объё-мов газа из газовой шапки. На каждую тонну добытой нефти приходится 1,2 тыс. м3 газа. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов АС4-8. При тонкой нефтяной оторочке не удаётся организовать эксплуатацию добывающих скважин на безгазовых режимах.
Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводнённости продукции. По результатам опытно-промышленных работ можно сделать вывод, что геологические условия залегания углеводородов в пластах АС4-8 Фёдоровского месторож-дения оказывают неблагоприятное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения. Добыча нефти в таких условиях неизбежно сопровождается извлечением значительных объёмов попутно добываемых воды и газа. Тра-диционными методами разработки за реальные сроки утверждённая нефте-отдача, вероятно, достигнута не будет. Поэтому в 1993 году на месторожде-нии пробурены четыре горизонтальные скважины. Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин показали возможность их применения при разработке пластов АС4-8 Фёдоровского месторождения.
Фёдоровское месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти по всем объектам, находящимся в разработке долгие годы. Поэтому необходимо сконцентрировать всё внимание на залежах, содержащих запасы нефти, извлечение которых позволило бы замедлить падение добычи нефти и стабилизировать её. С этой целью рассмотрим структуру извлекаемых запа-сов нефти.
Запасы нефти Фёдоровского месторождения утверждены ГКЗ СССР и составляют: балансовые – 1848,8 млн. тонн, извлекаемые – 681,3 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,369(по категориям В+С1), балансовые 310,5 млн. тонн, извлекаемые 43,6 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,141 (по категории С2).
Начальные извлекаемые запасы нефти распределялись по объектам разработки следующим образом: основной объект – пласт БС10 – 66,8 %,в сложнопостроенных газонефтяных залежах пластов АС4-8 – 23,4 %, на объек-ты БС1-2, БС101 приходилось 4,5 и 3,7 % соответственно, в пласте АС9 – 1%, а в пластах ЮС21, БС16 – 0,6 % в сумме. Таким образом, в целом на объекты группы БС приходилось 75,6 % НИЗ, а на объекты группы АС 24,4 % НИЗ. Выработка запасов нефти по основному объекту разработки – пласту БС10 достигла – 85 %, по объекту БС101 - 59 %, по объекту БС1-2 - 41 %, по объекту АС9 – 74%.за счёт разработки объектов произошли изменения в структуре извлекаемых запасов нефти. Текущие извлекаемые запасы месторождения со-ставляют 253,9 млн. тонн и распределяются по объектам разработки следу-ющим образом: от запасов нефти основного объекта разработки пласта БС10, который был определяющим в добыче нефти многие годы, осталось 68,3 млн. тонн при текущей обводнённости 91,3 %, в пластах БС1-2, и БС101 18,2 млн. тонн, 10,3 млн. тонн при текущей обводнённости 81,4 и 71,2 % соответ-ственно, в пласте АС9 осталось 1,9 млн. тонн нефти при текущей обводнённо-сти 85,7%. В сумме по объектам БС10 – АС9 текущие извлекаемые запасы со-ставили 98,6 млн. тонн или 39% от ТИЗ месторождения.
Из распределения текущих запасов нефти по объектам разработки сле-дует, что перспектива развития добычи нефти на Фёдоровском месторожде-нии связана с промышленным освоением объектов АС4-8. В технологической схеме 1995 года был утверждён вариант разработки нефтяной оторочки пла-стов АС4-8 с применением горизонтальных скважин, которых предполагается пробурить 1003. Технико-экономические расчёты показали, что экономиче-ская эффективность от применения горизонтальных скважин на порядок вы-ше, чем с применением вертикальных скважин, при этом коэффициент извле-чения нефти увеличивается в 1,8 раза, дополнительно вовлекается в разра-ботку на 100,9 млн. тонн нефти больше, чем в варианте с вертикальными скважинами. Реализация проектных решений технологической схемы позво-лит стабилизировать добычу нефти в год. При этом снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки – пластам АС9, БС1-2, БС101 будет ком-пенсироваться вводом свежих запасов из пластов АС4-8.
Залежь нефти пластов AC 4-8 Федоровского месторождения практиче-ски на всей площади представляет собой тонкую нефтяную оторочку, заклю-ченную между обширной газовой шапкой и подстилающей ее подошвенной водой. По внешнему контуру нефтеносности площадь залежи составляет 1173 км2, площадь газовой шапки 974 км2 (85% площади нефтеносности). Начальные балансовые запасы нефти категорий В+С1 (утверждены ГКЗ РФ в количестве 641 млн. т., извлекаемые - 159 млн.т. при коэффициенте извлече-ния нефти (КИН) 0,25 и относятся к категории трудноизвлекаемых. Началь-ные балансовые запасы газа газовой шапки составляют 217,8 млрд.м3.
НГДУ «Федоровскнефть» разрабатывает два нефтяных месторождения: Федоровское и Дунаевское. В 2012 году добыто 7057 тыс. тонн нефти, в том числе по Федоровскому месторождению 6961,928 тыс. тонн, по Дунаевскому месторождению 95,072 тыс. тонн.
Федоровское месторождение введено в эксплуатацию в 1973 г.. В раз-резе месторождение выявлены нефтяные залежи в пластах БС1-2, БС10, БС`10, БС 15-20, Ю2, нефтегазовые – в пласте АС9, газонефтяные залежи в группе пластов АС4-8.
В промышленную разработку введены пласты АС9, БС1-2, БС10, БС`10. Пласт АС4-8 до 1995 г. находился в опытно-промышленной эксплуа-тации, с 1999г. начато бурение на севере Восточно-Моховой площади с при-менением горизонтальных скважин для промышленной эксплуатации.
По состоянию на 1.01.12 года эксплуатационный фонд по месторожде-нию составил2450 скважин, в том числе действующий 2189, в бездействии 257, в освоении 4. Нагнетательный фонд составил на конец года 950 скважин, из них под закачкой 862.
Разбуренность месторождения составляет 60,6% размещенного фонда скважин. С начала разработки месторождения добыто 434448,5 тыс. тонн нефти, что составляет 64,15 % от начальных извлекаемых запасов. Обвод-ненность на конец года составила 89,65%, что выше на 0,65% по сравнению с 2011 г. Основной объект эксплуатации- пласт БС10 разрабатывается с 1973 г. Эксплуатационный фонд скважин на конец года составил 1266, дей-ствующий-1128, в бездействии 138.
С начала эксплуатации пласта отработано 390529 тыс. тонн нефти, что составляет 85,8% от начальных извлекаемых запасов, темп отбора от НИЗ-0,806%. Обводненность на конец года составила 92,55%. Средний дебит нефти 8,4 т/сутки, по жидкости 106, 2 т/сутки. Среднесуточная добыча нефти за год снизилась с 10839 тонн до 9150 тонн. Количество обводненных скважин на конец года составляет 1128, в том числе более 90% 737 скважин, от 50 до 90% 302 скважины.
Основные способы эксплуатации- газлифтный насосный. Механизиро-ванным способом с начало года добыто 3663 тыс. тонн нефти, т.е. 99,89% от всей добыче по пласту.
Закачка воды в пласт с целью поддержания пластового давления за год составила 56076,7 тыс. м3 , компенсация отбора закачкой – 121%. Накоп-ленная закачка-1480196,07 тыс. м3 , накопленная компенсация- 112,2%. Ко-личество скважин под закачкой на конец года составляет 521. Средняя прие-мистость одной скважины 313 м3/сутки.
Пласт 1 БС10 введен в промышленную эксплуатацию в 1979 г. Пласт нефтеносен в пределах Федоровской и Восточно-Моховой площадей. По со-стоянию на 2012 г. эксплуатационный фонд скважин составляет 247 единиц, в том числе действующих 208, в бездействии 39.
Годовая добыча нефти составила 674,4 тыс.тонн , при темпе оборота от НИЗ 2,67%. Накопленная добыча 15528,3 тыс. тонн, отбор от НИЗ составил 61,687 %, при текущей обводненности 76,61%. Количество обводненных скважин 208, из них с обводненностью от 2 до 20% -37,от 20 до 50%-28, от 50 до 90%-64, более 90%-79. Среднегодовой дебит по нефти –9 т/сут, по жидкости 33,1 т/сутки. Среднесуточная добыча нефти на конец года состави-ла 1752 тонн-9,2% от всей добычи по месторождению.
Годовая закачка воды в пласт 2928,0тыс. м3, компенсация отбора за-качкой при этом составляет 110, 1%. Накопленная закачка по пласту 37741,4 тыс. м3 , компенсация 113,8%. Количество скважин под закачкой на конец года 64, средняя приемистость 127 м3 /сут.
Пласт БС1-2 нефтеносен в пределах, Федоровской , Моховой и Северо-Сургутской площадей. Разработка пласта ведется с 1974 г. Эксплуатацион-ный фонд на 2012 год составил 398 скважин, действующий-23, под закачкой на конец года 109 скважин.
Добыча нефти за 2012 год составила1022,5 тыс. тонн, при темпе отбо-ра 3,34%. Накопленная добыча 13499,5 тыс. тонн, что составляет 44,08% от НИЗ. Среднесуточная добыча нефти на конец года 2617 тонн 8,5% от всей добычи по месторождению. Средний дебит по одной скважине 7,8 т/сут. -по нефти, 39,4 т/тонн –по жидкости.
Обводненность на конец года 83,4%. Количество обводненных скважин 375, в том числе с обводненностью более 90% -147, с обводненностью от 50 до 90 %-133, менее 50%- 95 скважин. Закачка воды в пласт с начла года со-ставила 5938,7 тыс/ м3 , годовая компенсация отбора закачкой 110,3%, с начала эксплуатации закачено54155,6 тыс. м3 , воды, накопленная компенса-ция составляет-119,7%.
Пласт АС9 нефтеносен в пределах Федоровской и Моховой площадей. Эксплуатационный фонд на конец года составил 79 скважин, действующий-70, в бездействии –9. Действующий фонд нагнетательных скважин- 27.
Годовая добыча нефти- 131,7 тыс. тонн, темп отбора –1,82% от НИЗ. Накопленная добыча нефти составляет 5523,50 тыс. тонн, отбор от НИЗ 76,1%, обводненность на конец года-91,12%. Средний дебит по нефти5,3 т/сут, по жидкости-55,9 т/сутки.
Среднесуточная добыча нефти на конец года 329 тонн- 1,73% от всей добычи по месторождению. Количество обводненных скважин –70, в том числе с обводненностью от 50 до 90%-26 скважин, более 90%- 39 скважин. Годовая закачка воды в пласт 1640,8 тыс.м3 , при компенсации –115,9%. Накопленная закачка –30317,8 тыс. м3 , накопленная компенсация -118,6%.
Пласт АС4-8 нефтеносен в пределах всего Федоровского месторожде-ния. Опытно-промышленная эксплуатация залежи ведется с 1976 года. Про-мышленная эксплуатация начата в 1999 году с разбивания севера Восточно-Моховой площади. Разработка залежи ведется горизонтальными и наклон-но-направленными скважинами. Система заводнения площадная. Проект-ный фонд скважин 3189, из них 1003 - горизонтальных. На севере Восточно-Моховой площади запроектировано бурение 570 скважин, в том числе 237- горизонтальных.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии произошло увеличение дебита скважины на 15,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1409,26 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2164,84 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения мероприятия в сумме 5,3 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 12,43 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 9,43 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 2164,84 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии.










ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Высокие темпы развития нефтегазодобывающей промышленности обуславливают создание все более совершенной технологии и техники промыслового сбора, подготовки и транспортирования нефти. Одной из первоочередных задач является снижение металлоемкости сепарационного оборудования, так как это ведет к значительному сокращению капитальных вложений и способствует ускорению обустройства и ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений.
За последние годы научно-исследовательскими и проектно-конструкторскими организациями проделана большая работа в области совершенствования технологий и техники промыслового хозяйства.
Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями:
 высокие темпы роста добычи и обводненности нефти;
 заболоченность территории;
 кустовой способ бурения скважин;
 сравнительно невысокие давления на устье скважин.
Эти особенности обусловили принцип систем сбора продукции скважин.
На основании данного дипломного проекта можно сделать следующие выводы:
Федоровское месторождение открыто в 1971 г. скважиной No62, в которой при опробовании пласта БС10 был получен первый промышленный приток нефти. Месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 35 км к северо-западу от районного центра г. Сургута. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1973 году.
Месторождение – одно из крупных многопластовых месторождений Сургутского свода.
В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину.
Климат резко-континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная.
В настоящее время в Сургутском районе большая протяженность дорог с бетонным покрытием: Сургут-Нефтеюганск, Сургут-Пим, Сургут-Русскинские, Сургут-Когалым, Сургут-Ноябрьск, Сургут-Тобольск-Тюмень. Железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут протяженностью 900 км и Сургут-Уренгой протяженностью 650 км.
Федоровское месторождение находится в промышленной эксплуатации с 1973 г. В период с 1973 по 1977 гг. разбуривание основного объекта – пласта БС10, осуществлялось в пределах наиболее продуктивной Моховой площади, в 1978-1980 гг. введены в разработку Восточно-Моховая и Федоровская площади. С 1980 г. вовлечены в разработку пласты БС10-1, БС1-2, АС9. С 1976 г. ведутся опытно-промышленные работы на газонефтяных залежах пластов АС4-8: первоначально в пределах отдельных пятиточечных элементов, а с 1985 г. – на основном опытном участке по площадной обращенной девятиточечной системе размещения скважин, с 1993 г. начато бурение горизонтальных скважин.
Федоровское месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную бранхиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев.
Федоровское месторождение нефти находится на третей стадии разработки - стадии снижающейся добычи нефти. Следовательно, дальнейшая работа НГДУ «Федоровскнефть» связанна с добычей нефти из трудноизвлекаемых запасов разных типов. Отмеченные обстоятельства вынуждают НГДУ «Фёдоровскнефть» прилагать много усилий по поиску и обоснованию более совершенных по сравнению с известными технологий нефтеизвлечения из запасов разных типов, в том числе и трудноизвлекаемых.
Внедрение в производство установок кустового сброса позволит в перспективе:
1. Осуществлять сброс основной массы попутнодобываемой пластовой воды непосредственно на месторождении (до 80 % от добываемого объема жидкости);
2. Повысить качество подготовки нефти и воды за счет дополнительной деэмульсации нефти на ранних участках сбора;
3. Разгрузить УПСВ, стабилизировать работу УПН;
4. Снизить объемы балластной перекачки в интервале добывающая скважина – нагнетательная скважина;
5. Значительно экономить электроэнергию;
6. Снизить протяженность низко- и высоконапорных водоводов;
7. Снизить количество порывов по причине коррозии;
8. Предотвратить смешение вод различных горизонтов;
9. Снизить нормы расхода воды из поверхностных источников;
10. Избежать высоких затрат на реконструкцию объектов водоподготовки;
11. Улучшить экологическую ситуацию района расположения предприятия;
12. Снизить коррозию нефтяного оборудования.