Аналіз на перспективність потужностей свердловини

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України

Полтавський національний технічний університет імені Юрія Кондратюка

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

З дисципліни «Технологія видобування, зберігання і транспортування нафти і газу»

На тему: «Аналіз на перспективність потужностей свердловини»

План

Вступ

1. Прогнозування розробки покладу

1.1 Методика прогнозування очікуваного дебіту нафти за характеристиками витіснення

1.2 Прогнозування видобутку нафти за характеристиками витіснення

2.Аналіз розробки покладу

2.1 Послідовність проектування розробки і основні положення останнього документа на розробку

2.2 Перебіг у часі основних проектних і фактичних показників розробки

2.3Аналіз поточного стану розробки

3. Аналіз системи збору і підготовки продукції свердловин

3.1 Схема системи збору і підготовки продукції

3.2 Режимні параметри роботи системи збору

3.3 Підбір сепаратора в якості першої ступені сепарації

3.4 Визначення точки початку кристалізації парафінів в промисловому колекторі

Висновки

Використана література

Вступ

У даному курсовому проекті я розглядав найперспективніше родовище в Україні, а саме Прилуцьке нафтове родовище.

Для забезпечення України нафтою і газом є такі шляхи вирішення цієї проблеми: імпорт, економія в споживанні та покращення переробки, нарощування видобутку на родовищах, що розробляються, пошук і освоєння нових родовищ, а також нові джерела і альтернативні рішення. На мій погляд слід більше приділяти увагу нарощуванню видобутку нафти та газу так як собівартість видобутку нафти і газу в Україні значно нижча за ціну на нафту і газ на світовому ринку.

Розвиток нафтогазової промисловості в Україні потребує підвищення ефективності методів розробки родовищ і збільшення нафтовіддачі пластів. Важлива роль у вирішенні цієї задачі відводиться науково-технічному прогресу в області нафтовидобутку і використання нових науково-дослідних розробок в процесах підвищення нафтовіддачі.

Підвищення продуктивності свердловини на Серпухівському покладі Прилуцького нафтового родовища грає велику роль в збільшенні видобутку нафти по підприємству НГВУ «Чернігівнафтогаз». У даному дипломному проекті висвітленні переваги потужного гідравлічного розриву пласта за новою технологією з використанням нових матеріалів, проведені розрахунки технологічних режимних параметрів роботи свердловини після реалізації ПГРП.

Мета курсової роботи це насамперед зробити ефективний аналіз родовища за даним алгоритмом.

Методи які використовувались в даній курсовій роботі наступні. Метод аналізу (аналізується дане родовище, а саме проводиться аналіз його перспективності), метод моделювання (проводиться моделювання процесу видобутку корисних копалин з родовища), метод планування (складається план розвитку та пропонуються шляхи вирішення нагальних проблем щодо видобутку корисних копалин).

свердловина нафта видобуток

1. Прогнозування розробки покладу

1.1 Методика прогнозування очікуваного дебіту нафти за характеристиками витіснення

Характеристикою витіснення називається емпірична залежність типу накопичений видобуток нафти - накопичений видобуток рідини. Характеристика витіснення відображає реальний процес видобутку запасів нафти з надр і пов'язану з ним динаміку обводнення продукції при розробці неоднорідних пластів на режимі витіснення нафти водою.

Характеристики витіснення дають змогу визначити ефективність видобутку запасів нафти при заводненні об'єктів розробки. Порівняння характеристик витіснення різних об'єктів розробки у безрозмірному вигляді дозволяє порівняти ці об'єкти, виявити причини та фактори, які впливають на характер вироблення запасів нафти.

На практиці характеристики витіснення, поряд з іншими методами, використовують для оцінки ефективності заходів, які спрямовані на вдосконалення системи розробки. Зміни, внесені в систему розробки для підвищення активності виробітку запасів нафти різних ділянок і зон, фіксуються на формі характеристик витіснення, бо змінюється характер динаміки обводнення продукції.

Характеристики витіснення можна поділити на два види: інтегральні та диференційні. Інтегральні характеристики витіснення стійкі, слабо реагують на випадкові короткочасні зміни процесів розробки родовища та змінюють свою форму лише при суттєвих змінах процесу вилучення нафти у великих об'ємах пласта, що розробляється. Диференційні характеристики витіснення включають такі величини, як поточний видобуток нафти, обводнення продукції або водонафтовий фактор. Характеристики витіснення можуть застосовуватися для оцінки ефективності практично всіх методів гідродинамічної дії на продуктивні пласти, за винятком, можливо, підгазових зон газонафтових об'єктів розробки.

Для вивчення кількісної ефективності гідродинамічних методів підвищення поточного і кінцевого нафтовилучення можуть використовуватися характеристики витіснення різного виду, основними з яких є такі:

(1.1)

(1.2)

(1.3)

(1.4)

(1.5)

(1.6)

де - накопичений з початку розробки видобуток нафти, води, рідини;

- видобуток нафти за роки розробки; а, Ь, а - коефіцієнти, що визначаються статистичною обробкою фактичних даних розробки;

- річний видобуток нафти за перший рік періоду, що розглядається; i - час, роки.

Коефіцієнти а і b визначимо з наступних залежностей

 (1.7)

Інтегральні характеристики витіснення (1.1), (1.4) та (1.5) і диференційні характеристики витіснення типу (1.6) є найбільш простими і зручними при обробці даних для визначення ефективності гідродинамічної дії.

Про степінь точності підібраної залежності говорить значення коефіцієнту кореляції.

1.2 Прогнозування видобутку нафти за характеристиками витіснення

При проведенні прогнозу всі вхідні дані необхідні для розрахунку беремо з таблиці 2.2, а тобто - значення накопиченого видобутку нафти та рідини по всіх роках розробки серпухівського горизонту Прилуцького родовища.

Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини має вигляд показаний на малюнку 1.1:



Мал.1.1. - Залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини

При прогнозуванні очікуваного видобутку нафти необхідно підібрати характеристику витіснення, що відповідає фактичній залежності накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини.

Розглянемо декілька видів таких залежностей:

Залежність 1-го виду: (1.1)

Залежність 2-го виду: (1.2)

Залежність 3-го виду: (1.3)

Для прогнозування виберемо таку залежність, для якої значення коефіцієнту кореляції буде найближче до одиниці.

Розглянемо лінійну залежність:



Визначимо коефіцієнти а та b шляхом статичної обробки фактичних даних:

a=3.784x106 b=0.73

Визначивши коефіцієнти а та b, за формулою (1.1) підраховуємо теоретичні значення накопиченого видобутку нафти

Мал.1.2. - Лінійна залежність накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини: 1 - фактична крива; 2 - теоретична крива.

Для того, щоб визначити коефіцієнт кореляції необхідно знайти середні арифметичні значення з усіх значень QHi та Qpi а також середні квадратичні відхилення.

Тоді, коефіцієнт кореляції визначимо по формулі:

r=0.999

Як бачимо, при використанні першої характеристики коефіцієнт кореляції рівний одиниці. Отже подальші розрахунки проводити не доцільно. Тому при прогнозуванні накопиченого відбору нафти будемо користуватися залежністю 1-го виду.

Для прогнозування очікваного видобутку нафти попередньо потрібно знати прогноз видобутку рідини на прогнозуємі роки.

Визначимо скільки рідини в рік видобувалося протягом останніх десяти років:

Визначимо середній видобуток рідини за ці роки:

Qc:= 3.215x105 т

Отже, накопичений видобуток рідини на прогнозуємі роки складатиме:

Роки	Накопичений видобуток рідини т.
2013	2.196x107
2014	2.228x107
2015	2.26x107
2016	2.292x107
2017	2.325x107

Прогнозуємо очікуваний накопичений видобуток нафти за відомою формулою:

Роки	Прогнозований накопичений видобуток рідини, т.	Прогнозований накопичений видобуток нафти, т.	Прогнозований накопичений видобуток води, т.
2013	21960277.778	18776041.425	3184236.353
2014	22281755.556	19050904.925	3230850.631
2015	22603233.333	19325768.425	3277464.908
2016	22924711.111	19600631.925	3324079.186
2017	23246188.889	19875491.425	3370693.464

Чим більше коефіцієнт кореляції до одиниці, тим точніше теоретична формула відповідає фактичній зміні накопиченого відбору нафти.

В даній роботі для прогнозування очікуваного видобутку нафти будемо користуватися характеристиками витіснення типів (1.1) - (1.3). В нашому випадку прогнозування очікуваного видобутку нафти будемо проводити шляхом підбору арифметичної залежності, що відповідає фактичній залежності накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини.

2. Аналіз розробки покладу

2.1 Послідовність проектування розробки і основні положення останнього документа на розробку

У 1978 році був складений аналіз розробки Прилуцького родовища. Аналіз показав, що всі горизонти візейського ярусу гідродинамічно пов'язані між собою і представляють єдину пластову систему.

Фізико-хімічні властивості нафт різних горизонтів візейського ярусу подібні між собою. Початковий ВНК єдиний для всіх покладів. Пластовий тиск знижується з близькими темпами по всіх покладах практично незалежно від величини відборів по окремих покладах та термінів вводу їх в експлуатацію. Це послужило основою розглядати візейські горизонти як єдиний експлуатаційний об'єкт.

Іншим об'єктом розробки був прийнятий серпухівський та башкирський горизонти, які характеризуються подібним літологічним складом, приблизно однаковою величиною проникності і пористості, ідентичними фізико-хімічними властивостями нафт. Не дивлячись на те, що серпухівський і башкирський продуктивні горизонти мають різну відмітку початкового ВНК, вони розглядались сумісно, так як вміщували порівняно невеликі запаси нафти. Розрахункова нафтовіддача в уточненому проекті по візейському об'єкту - 0,6 (фонд видобувних свердловин - 16), по серпухівським і башкирським об'єктах -0,3 (фонд видобувних свердловин - 12).

Для підвищення інтенсивності розробки покладів, покращення умов експлуатації свердловин, в аналізі розробки рекомендується застосовувати методи впливу на привибійну зону свердловин, які дозволяють збільшити дебіт нафти, але ефективність проведених свердловино-операцій знаходилась на низькому рівні.

У 1996 році ВАТ "Український нафтогазовий інститрут" складено уточнений проект розробки Прилуцького родовища. У уточненому проекті були розраховані технологічні показники розробки продуктивних горизонтів по трьох можливих варіантах. Основні положення уточненого проекту розробки 1996 року наступні.

Для розрахунку технологічних показників розробки та обґрунтування коефіцієнтів вилучення нафти, поклади Прилуцького родовища об'єднані в три експлуатаційні об'єкти.

Об'єкт В. Об'єднує поклади нафти візейського ярусу в горизонтах В16, В14+15, В13, котрі залягають в двох тектонічних блоках (І, IV).

Об'єкт С. Об'єднує поклади нафти серпухівського ярусу в горизонтах С8, та С9, котрі залягають також в двох тектонічних блока (І, IV).

Об'єкт Б. Об'єднує поклади нафти башкирського ярусу Б3, Б2 та Б1 котрі залягають в трьох тектонічних блоках.

Візейський поклад знаходиться на пізній стадії розробки, серпухівський і башкирський - на початковій.

Об'єкт В є основним об'єктом розробки. Містить 82,8% від початкових геологічних запасів нафти родовища. За об'ємом геологічних запасів та площі розповсюдження об'єкти С і Б мають підпорядковане значення. Ці об'єкти проектується розробляти, в основному, зворотнім фондом свердловин.

При виборі системи розробки родовища і розрахункових варіантів виходили з таких положень:

- нафтові поклади співпадають в плані по площі продуктивності;

- нафтові поклади розробляються всіма видобувними свердловинами знизу вгору, поступово відпрацьовують кожен поклад нафти;

- в процесі експлуатації видобувних свердловин розкривається перфорацією тільки один нафтовий поклад;

- з самого початку проектується п'ять резервних свердловин для заміни свердловин, котрі вийшли або вийдуть найближчим часом з ладу з технічних причин;

- проектується механізований спосіб експлуатації видобувних свердловин об'єкта В заглибними відцентровими насосами (УЗВН), об'єктів С і Б штанговими глибинними насосами (ШГН);

- проведення робіт для інтенсифікації припливу з пласта у видобувних свердловинах об'єктів С та Б додаткової перфорації та гідравлічного розриву пласта.

Досліджувалися три можливих варіанти розробки родовища, котрі відрізняються режимом розробки.

Варіант 1 (бабовий). Розробка експлуатаційних об'єктів на природному режимі. Використання існуючого фонду на 01.06.2011 р. експлуатаційного фонду свердловин і переведення їх з горизонту на горизонт.

Варіант 2. Розробка експлуатаційних об'єктів на природному режимі. Використання існуючого фонду на 01.06.2011 р. експлуатаційного фонду свердловин і додаткове буріння двох вертикальних та однієї горизонтальної свердловини.

Варіант 3. Розробка покладів об'єкта В на природному режимі. Нафтових

покладів об'єктів С і Б з застосуванням при контурного заводнення. Фонд видобувних свердловин як і в варіанті 2.

Для заначки в продуктивні пласти використовується пластова вода, що видобувається з покладів Прилуцького родовища після відповідної підготовки.

Зараз вона скидається в поглинальні горизонти через свердловини № 4, 10, 12,31.

До початку промислової закачки рекомендується провести промислові і дослідження для визначення приймальності пластів та режиму закачки в горизонт С і горизонт Б. Закачку планується здійснювати під тиском 15,0 МПа. Середня закачка води в свердловину -50-100 м3/добу. Зазначені параметри будуть уточнені за даними дослідної закачки води в об'єкти С і Б.

2.2. Перебіг у часі основних проектних і фактичних показників розробки

Розглянемо порівняння проектних і фактичних показників розробки Прилуцького родовища (таблиця 2.1). Фактичний накопичений видобуток нафти і рідини, середньорічна обводненость продукції мають близькі значення з проектом. Також відповідає проектному значенню фактичний показник коефіцієнта нафтовіддачі.

Показники	Одиниці виміру	2009	2010	2011	2012
Видобуток нафти річний проектний фактичний накопичений проектний фактичний Обводненість середньорічна проектна фактична Видобуток рідини річний проектний фактичний накопичений проектний фактичний Видобуток газу річний проектний фактичний накопичений проектний фактичний Фонд діючих свердловин проектний фактичний Дебіт нафти 1-ї свердловини проектний фактичний Дебіт рідини 1-ї свердловини проектний фактичний	тис.т тис.т % тис.т тис.т млн.м3 млн.м3 св. т/добу т/добу	3,2 5,1 116,3 5350,1 36,0 15,0 5,0 6,0 162,5 162,5 48,0 97,0 1,724 82,7 5 5 1,5 2,9 2,3 3,4	2,8 4,4 119,1 5354,5 36,4 26,7 4,5 6,0 167,5 162,6 42,0 84,0 1,768 83,1 5 5 1,6 2,5 2,5 3,2	2,5 3,6 121,6 5358,1 37,5 40,0 4,0 6,0 171,5 162,66 37,5 68,0 1,806 83,5 4 5 1,8 2,0 2,5 2,8	2,1 6,1 123,7 5364,2 40,0 21,8 3,5 7,8 175,0 162,7 31,5 116,0 1,837 84,0 4 6 1,5 3,4 2,5 4,1

Таблиця 2.1 - Порівняння проектних та фактичних показників розробки горизонту С8+9 Прилуцького родовища

Але це не можна сказати про річні показники розробки. Так річний фактичний видобуток нафти і рідини, перевищує (в 2008 році значно) проектні значення.

Це пояснюється по-перше, більшим фактичним фондом діючих видобувних свердловин, по-друге, більшим дебітом рідини і, відповідно, нафти однієї свердловини протягом 2009-2012 р.р.

2.3 Аналіз поточного стану розробки

Поклад горизонту С8+9 за весь час розробки експлуатувався 10-тьма свердловинами. На дату дослідження працюють 6 свердловин. Накопичений видобуток нафти 132,3 тис.т. Поточний коефіцієнт нафтовилучення - 0,096 кінцевий, що затверджено ДКЗ - 0,294).

Основними показниками розробки покладу являються видобуток нафти та рідини, пластовий тиск, кількість видобувних свердловин, обводненість продукції, середньорічний дебіт однієї свердловини, коефіцієнт вилучення нафти.

Серпухівський нафтовий поклад розробляється з 1966 року. За весь період розробки поклад експлуатувався в 7 видобувних свердловинах (мал.2.1).

Свердловини серпухівського ярусу експлуатуються з низькими відборами рідини та низькою обводненістю продукції.

У південній частині покладу спостерігалась висока обводненість в свердловині № 27, яка експлуатувалася з 1983 року вже з відносно високою обводненістю - 38 %, до 1992 року вміст в продукції води досяг 99 %. Їмовірно, відбулося просування пластової води по тектонічному порушенню, яке є гідропровідним.

Обводненість продукції свердловини № 4 розташованій в нафтовій зоні з високою нафтонасиченою товщею (початкова 23 м), протягом всього терміну експлуатації зберігається на низькому рівні. Поточна обводненість продукції -2,2 %.

Обводненість продукції свердловини № 12 була низькою в початковий період експлуатації (1994 рік). У 2004 році обводненість збільшилася до 23,3 %.Дебіти рідини протягом всього строку розробки були низькими (1 - 1,3 т/добу).

Обводненість продукції свердловини № 14 до 1999 року зберігалася на низькому рівні - до 2,5 % і в 2009 році складає 6,6 %.

Свердловина № 29 розташована поряд з тектонічним порушенням в нафтовій зоні з великою початковою нафтонасиченою товщиною - 17,6 м. Протягом всього строку роботи (з 1966 року) обводненість зберігалась на низькому рівні (0,2-2,9). На думкою геологів підприємства, очевидно, тектонічне порушення є екрануючим в цій зоні. За характером її обводнення та накопиченим видобутком нафти, прийшли до висновку про більшу нафтонасичену площу даного покладу ніж уявлялось до цього часу.

Як було вже сказано вище серпухівський нафтовий поклад експлуатувався десятьма видобувними свердловинами. У одній з них (св.№ 13) експлуатація виявилася малоефективною, так як в продукції свердловини із-за високого обводнення містилося мало нафти. Обводненість пов'язується з порушенням цілісності експлуатаційної колони. Фонд видобувних свердловин поступово досяг 5-6 (рис.4.1). Газовий фактор залишається незмінним - 19 т/м , це пояснюється тим що тиск насичення нафти газом малий.

Колектори горизонту С8+9 характеризуються низькими фільтраційними властивостями. Тому середній дебіт рідини складає 2,4-4,7 т/добу, а нафти -2,3 -2,4 т/добу. Обводненість рідини, яка видобувається, змінюється в межах 3,8-37,9 % . Річний видобуток рідини складав 5,7-10,1 тис.т., а нафти - 3,2-5,4 тис.т... В 2004 році з покладу видобули 6,1 тис.т. нафти і 7,8 тис.т. рідини. Поклад продовжує розроблятися шістьма свердловинами з загальним дебітом 3,4 т/добу нафти і 4 т/добу рідини, обводненої на 21,8 %. Поточний водонафтовий фактор складає 0,18 т/т. З початку розробки з покладу видобули 132,3 тис.т. нафти, 46,7 тис.т. пластової води, 2,6 млн. м3 розчиненого газу. Сумарний водонафтовий фактор склав 0,34 т/т.

Для покладу С8+9 характерний низький темп відбору нафти -0,02-0,04 % на рік від початкових геологічних запасів.

Для збільшення дебіту свердловин рекомендується підвищити досконалість видобувних свердловин за характером розкриття продуктивного пласта. За даними дослідження методами промислової геофізики коефіцієнт нафтонасиченості оцінюється в 0,448. В цих умовах в продукції свердловин спостерігається низький вміст води.

Пластовий тиск з початку розробки знизився з 18,7 МПа до 10,5 МПа. При цьому динаміка пластового тиску в покладі по блоках відрізнялась. Так в блоці І пластовий тиск знизився до 12,1 МПа або на 6,6 МПа. Отже, природній режим покладу в обох блоках покладу характеризується як малоактивний. Навіть за умов збереження існуючих темпів відбору продукції прогнозується помітне зниження пластового тиску до 7-8 МПа, що може ускладнити роботу глибинних насосів у свердловинах. Характеристика проектних показників розробки по відбору нафти і рідини з серпухівського нафтового покладу С8+9 Прилуцького родовища приведені в таблиці 2.2

Таблиця 2.2 - Характеристика проектних показників розробки

Роки	Видобуток нафти тис.т	Коеф. Вилучення Долі од.	Видобуток рідини тис.т	Обводненість %	Фонд видоб.	Середньорічн. дебіт 1 св.
	річний	Накопичений		річний	Накопичений			Нафти т/добу	Рід., т/добу
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1978	0,2	0,2	0,000	0,2	0,2	-	-	1,6	1,6
1979	0,3	0,5	0,000	0,3	0,5	-	-	0,9	0,9
1980	0,3	0,8	0,001	0,3	0,8	-	-	0,9	0,9
1981	0,5	1,3	0,001	0,5	1,3	-	-	1,5	1,5
1982	2,8	4,1	0,003	2,8	4,1	-	-	7,7	7,7
1983	2,4	6,5	0,005	2,4	6,5	-	-	7,0	7,0
1984	1,8	8,3	0,006	1,8	8,3	-	-	6,8	6,8
1985	2,1	10,4	0,008	2,3	10,6	8,7	2	3,6	4,0
1986	2,1	12,5	0,009	2,2	12,8	4,5	3	5,4	5,7
1987	5,4	17,9	0,013	7,1	19,9	23,9	4	4,4	5,4
1988	5,2	23,1	0,017	7,6	27,5	31,6	4	3,7	4,9
1989	5,2	28,3	0,021	7	34,5	25,7	5	3,8	4,9
1990	6,9	35,2	0,026	11,1	45,6	37,8	5	4,0	5,5
1991	4,8	40,0	0,029	6,1	51,7	21,3	5	2,7	3,3
1992	3	43,0	0,031	3,4	55,1	11,8	5	1,7	1,9
1993	4,3	47,3	0,034	5,7	60,8	24,6	5	2,4	3,0
1994	4	51,3	0,037	6,7	67,5	40,3	5	2,2	3,1
1995	5,5	56,8	0,041	8,2	75,7	32,9	5	3,2	4,2
1996	7,6	64,4	0,047	10,7	86,4	29,0	4	4,3	5,6
1997	6,8	71,2	0,052	7	93,4	2,9	4	4,7	4,8
1998	5,5	76,7	0,056	5,9	99,3	6,8	4	3,9	4,1
1999	5	81,7	0,059	5,2	104,5	3,8	4	3,5	3,7
2000	3,2	84,9	0,062	3,9	108,4	17,9	5	1,9	2,3
2001	4,1	89,0	0,064	5,2	113,6	21,2	5	2,3	2,8
2002	3,7	92,7	0,067	5,6	119,2	33,9	6	2,1	2,8
2003	3,7	96,4	0,070	5,8	125,0	36,2	6	1,8	2,5
2004	5,4	101,8	0,074	8,7	133,7	37,9	6	2,5	3,4
2005	5,2	107,0	0,078	10,1	143,8	48,5	6	2,4	3,6
2006	2,6	109,6	0,079	3,6	147,4	27,8	5	1,7	2,1
2007	3,5	113,1	0,082	4,1	151,5	14,6	5	2,4	2,8
2008	5,0	118,1	0,086	6	157,5	15,0	5	2,9	3,4
2009	3,2	116,3	0,089	5,0	162,5	36,0	5	1,5	2,3
2010	2,8	119,1	0,091	4,5	167,5,	36,4	5	1,6	2,5
2011	2,5	121,6	0,096	4,0	171,5	37,5	4	1,8	2,5
2012	2,1	123,7	0,103	3,5	175,0	40,0	4	1,5	2,5

Таблиця 2.3 - Характеристика фактичних показників розробки покладу С8+9 Прилуцького нафтового родовища

Роки	Річний видобуток	Обводненість %	Накопичений видобуток	Фонд свердловин шт.
	Нафти тис.т	Рідини тис.т	Попутного газу млн.м3		Нафти тис.т	Рідини тис.т	Попутного газу млн.м3
1980	34,8	37,4	0,52	7,0	34,8	37,4	0,5	1
1981	24,9	24,9	0,37	0,0	59,7	62,3	0,9	1
1982	11,8	11,8	0,27	0,0	71,5	74,1	1,2	2
1983	48,3	48,3	0,73	0,0	119,8	122,4	1,9	3
1984	93,2	93,9	1,40	0,7	213,0	216,3	3,3	6
1985	170,7	173,9	2,57	1,8	383,7	390,2	5,9	11
1986	376,1	381,9	5,67	1,5	759,8	772,1	11,5	14
1987	405,2	412,2	7,60	1,7	1165,0	1184,3	19,1	15
1988	405,4	443,8	6,09	8,7	1570,4	1628,1	25,2	16
1989	376,8	445,4	5,65	15,4	1947,2	2073,5	30,9	15
1990	406,5	537,1	6,12	24,3	2353,7	2610,6	37,0	15
1991	472,7	675,9	7,30	30,1	2826,4	3286,5	44,3	14
1992	475,5	887,2	7,16	46,4	3301,9	4173,7	51,5	15
1993	373,9	788,2	5,64	52,6	3675,8	4961,9	57,1	13
1994	385,6	992,5	5,81	61,1	4061,4	5954,4	62,9	15
1995	287,5	1089,0	4,32	73,6	4348,9	7043,4	67,2	14
1996	208,6	1148,0	3,15	81,8	4557,5	8191,4	70,4	15
1997	121,6	876,0	1,83	86,1	4679,1	9067,4	72,2	15
1998	108,4	908,0	1,63	88,1	4787,5	9975,4	73,8	14
1999	97,4	790,1	1,46	87,7	4884,9	10765,5	75,3	16
2000	84,7	800,8	1,27	89,4	4969,6	11566,3	76,6	14
2001	70,7	729,6	1,07	90,3	5040,3	12295,9	77,6	14
2002	55,5	649,6	0,83	91,5	5095,8	12945,5	78,5	14
2003	50,0	654,2	0,75	92,4	5145,8	13599,7	79,2	14
2004	46,8	602,9	0,70	92,2	5192,6	14202,6	79,9	14
2005	43,3	540,8	0,65	92,0	5235,9	14743,4	80,6	14
2006	39,2	476,1	0,59	91,8	5275,1	15219,5	81,2	14
2007	36,9	528,9	0,55	93,0	5312,0	15748,4	81,7	14
2008	33,5	500,4	0,50	93,3	5345,5	16248,8	82,2	14
2009	5,1	6,0	0,097	15,0	5350,1	16254,8	82,7	5
2010	4,4	6,0	0,084	26,7	5354,5	16260,8	83,1	5
2011	3,6	6,0	0,068	40,0	5358,1	16266,8	83,5	5
2012	6,1	7,8	0,116	21,8	5364,2	16274,6	84,0	6

3. Аналіз системи збору і підготовки продукції свердловин

3.1 Схема системи збору і підготовки продукції

Групова замірно-сепараційна установка (ГЗСУ) Прилуцького родовища призначена для збору продукції свердловин, її заміру і сепарації, розділу нафти і води підготовки попутного газу і наступного їх транспорту.

Групова замірно-сепараційна установка складається з наступних споруд:

1.Групової замірної установки типу "Спутник А-14", що виготовляється Октьябрьським заводом "Нефтеавтоматика" в Росії - призначеної для підключення викидних ліній свердловин і заміру їх продукції, в кількості 2-ох штук.

2.Газового сепаратора ГТ-1200-16 (С-2) - призначений для сепарації рідини свердловин (резервний).

3.Газового сепаратора ГТ-1400-6 (С-3) - призначений для сепарації рідини свердловин (робочий сепаратор).

4.Газового сепаратора ГСТ-800-16 (С-4) - призначений для першої ступені осушки відсепарованого в сепараторах С-3 або С-2 попутного газу.

5.Ємність для конденсату (С-5) - призначена для ІІ-го ступеня осушки газу, що подається споживачам.

6.Технологічної ємності Е-1 - призначена для контрольних замірів малодебітних глибинно-насосних свердловин і інших технологічних операцій (для стравлювання тиску викидних ліній при їх поривах).

7.Факельного хазяйства, що складається з факельної труби Ду-200 і Н-10м - і призначене для збору з конденсованої рідини з факельної лінії і спалювання газу при ремонтних і профілактичних роботах на ГЗСУ.

8.Нафтогазовий сепаратор НГС-1 - призначений для розділу від сепарованої рідини на нафту і воду, при природному температурному режимі.

9.Насос ЗК-6 - призначений для відкачки рідини з технологічної ємності Е-1.

10.Одоризаційна установка У0-1 призначена для одоризації осушеного газу, що

додається споживачам.

11.Система каналізації, що складається з підземної ємності Е-3 і каналізаційного колодязя об'ємом 2 м3. Призначений для збору і утилізації дренажних і дощових стоків.

Реконструкція ГЗСУ була виконана згідно плану підприємства Чернігівнафтогаз" в 1996 році силами БПО і нафтопромисла № 3.

3.2 Режимні параметри роботи системи збору

До групової замірно-сепараційної установки (ГЗСУ) Прилуцького родовища підключено 19 свердловин, обладнаних УЄВН і ШСНУ.

Продукція свердловин по викидним лініям поступає в переключатель ПСМ переключатель свердловин багатоходовий) і по загальному колектору через відсікач КПР-1-150 поступає в збірну сітку промисла.

У переключателі ПСМ продукція одної з свердловин через замірний відвід з

відсікачем КПР-1-80 направляється в замірний гідроциклонний сепаратор С-1 Н2.

У гідроциклонному сепараторі відбувається відділення газу від рідини. Рідина поступає в нижню ємність сепаратора і накопичується в ній. По мірі підвищення рівня нафти в ємності поплавок регулятора рівня через розподільчий пристрій відкриває пневматичний клапан. Рідина, пройшовши через відкрившийся клапан і турбінний лічильник "ТОР", попадає в загальний колектор.

Газ через регулятор тиску також направляється в загальний колектор і змішується з рідиною.

Наявність пневматичного клапана в системі пневматичного регулювання забезпечує циклічне проходження рідини через турбінний лічильник з постійними швидкостями, що дозволяє забезпечити замір дебіту свердловини в широкому діапазоні з малими похибками.

Дебіт виміряних свердловин фіксується на електромагнітних лічильниках блоку управління. Сигнали на блок управління поступають від лічильника "ТОР".

Крім, того лічильник має циферблат з стрілкою і інтегратор, де фіксується результат вимірювання.

При спрацюванні реле часу включається електродвигун ГП-1 (гідропривід) і в системі гідравлічного управління підвищується тиск. Привід переключателя ПСМ під дією тиску рідини переміщує поворотний патрубок переключателя і на замір переключається наступна свердловина.

Час заміру встановлюється на промислі в залежності від конкретних умов - дебіту свердловини, способу видобутку нафти.

Норми технологічного процесу роботи системи збору приведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 - Норми технологічного процесу збору і підготовки продукції на Прилуцькому нафтовому родовищі

№п п/п п/п	Найменування апаратів	Одиниці	Норми
п/п	і параметрів	вимірювання	Гранично допустимі	Технологічні
1.	2	3	4	5
1.	а) "Спутнік А-14" (С-1/1) тиск	МПа	16	3,0-4,0
	продуктивність одної свердловини	м3 /добу	400	390
		м3/добу	4000	1570
	загальна продуктивність б) "Спутнік А-40" (С-1/2) тиск	МПа	40	3,0-4,0
	продуктивність одної свердловини	м3 /добу	790	--
	загальна продуктивність	м3 /добу	--
2.	Газовий сепаратор ГТ-1400-6 (С-3) Тиск	МПа	6	3,0-4,0
3.	Газовий сепаратор ГСТ-800-16 (С-4) Тиск	МПа	3,5	2,5-3,5
4.	Газовий сепаратор ГТ-1200-16 (С-2) Тиск	МПа	6,9	3,0-4,0
5.	Газовий сепаратор (С-5) Тиск	МПа	3,5	2,0-3,0
6.	Вимірна ємність (Е-1) об'єм	м3	50	45
7.	Нафтогазовий сепаратор НГС-1 Тиск	МПа	8,0	3,0-1,5
8.	Підземна ємність Е-2 (трап ГТ-1000-16) Тиск	МПа	3,0	0,7
9.	Підземна дренажна ємність (Е-1) Тиск	МПа	0,7	0,7
10.	Водяні буліти (Е-4, Е-5) об'єм	м3	200	160

На установках "Спутнік А-14" передбачена можливість контролю дебіту свердловин за відсутністю ( за певний час) сигналів від лічильника "ТОР-1". З установок "Спутнік А-14" продукція свердловин поступає в сепаратор С-3, де відбувається перша ступінь сепарації.

Після відстою пластової води від плівки нафти, рівень якої визначається по рівеньмірному склу, через засувку № 17 перепускаємо пластову воду в буліт Е-5. Після наповнення буліту Е-5 до технологічного рівня, який визначаємо по показнику рівня поплавкового типу, вода насосами ЦНС-180-1422 через розподільчу гребінку і лічильник скидається в поглинальні свердловини № 4, 10,12,31

У випадку аварійної зупинки водяних булітів Е-4, Е-5 в роботу включають резервні: горизонтальний буліт Е-6 (V=200 м ) і РВС-700.

Господарсько-побутові стоки, дренажі з усіх резервуарів надходять в каналізаційні колодязі, далі в підземну ємність Е-7. По мірі накопичення рідини через насос НВ-50х50 відкачуються в один з нафтових булітів, в той період, коли запущені нафтові насоси.

Для забезпечення пластовою водою бригад капітального ремонту НГВУ «Чернігівнафтогаз» служить система наливу води. Через засувку № 36 проводиться налив води в пересувні цистерни.

3.3Підбір сепаратора в якості першої ступені сепарації

Таблиця 3.2 Технологічний режим роботи свердловин

Навантаження по нафті Qн	35 м3/добу
робочий тиск Pp	0,6 МПа
робоча температура tp	20 єC
тиск насичення пластової нафти Ps	3,5МПа
пластова температура tпл	65 єC
газонасиченість Гг	23,7 м3/т
густина дегазованої нафти при 20єC і атмосферному тиску н	828 кг/м3
відносна густина газу по повітрю г	1,05
молярні долі компонентів NCH4	0,53 д.о

Для вибору сепаратора необхідно розрахувати його навантаження по газу, яке можливо визначити по методиці ступеневого розгазування нафти.

Qг=н•G•Qн·10-3=35•14,89•828·10-3=431,51 м3/добу (3.1)

Кількість газу, яка виділяється з кожної тони нафти в сепараторі може бути розрахована по формулі при нормальних умовах:

G=Гг•R[D1(1+R)-1]=23,7(-0,460) [-0,71(1+(-0,460))-1]=14,89 м3/т (3.2)

де R і D1 коефіцієнти, які визначаються за формулами:

= (3.3)

(3.4)

-коефіцієнт який залежить від компонентного складу газу і дорівнює:

(3.5)

де NCH4 і NN2 -молярні долі метану і азоту в газі одноразового розгазування нафти при атмосферному тиску.

(3.6)

(3.7)

Отже, по таблиці технічної характеристики сепараторів вибираємо сепаратор типу НГС-6-1400, з пропускною здатністю по газу 150 тис. м3/добу і пропускною здатністю по нафті 2000 т/добу, робочий тиск 0,6МПа.

Характеристика вибраного сепаратора

Шифр апарата НГС-6-1400

Умовний діаметр, мм 1400

Внутрішній об'єм апарата, м3 8

Пропускна здатність по нафті, т/добу 2000

Пропускна здатність по газу, тис.м3/добу 150

Робочий тиск, МПа 0,6

Маса, кг 1900

За зовнішнім виглядом нафта Прилуцького родовища являє собою темно- коричневу, майже чорну, непрозору рідину. Згідно з класифікацією вона є легкою, малосірчистою, парафінистою, смолистою. За груповим складом відноситься до метано-нафтенового типу.

Таблиця 3.3 - Фізико-хімічні властивості та фракційний склад роз газованої нафти серпухівського ярусу

Найменування	Один,	Кількість	Інтервал змін	Середнє
	вимір.	свердл.	проб		значення
1	2	3	4	5	6
Молекулярна вага		4	9	178,0-206,3	193,3
Густина	кг/м3	4	9	827-848	836
Коефіцієнт кінематичної вязкості при 20 °С, х106	м2/с	4	9	10,5-23,0	14,96
Температура застигання	°С	4	9	-16±4	-7
Температура спалаху	°С	4	9	-14±6	-5
Вміст: - парафіну	%, мас.	4	9	1,59-8,01	4,28
- смол силікагелевих		4	9	4,82-8,12	6,73
- коксу		3	7	1,46-3,90	2,34
- асфальтенів		3	8	0,19-1,40	0,60
- сірки		4	8	0-0,24	0,13
- смол сірчанокислих		2	5	0,22-14,00	9,24

3.4 Визначення точки початку кристалізації парафінів в промисловому колекторі

Згідно фізико-хімічних властивостей нафти (таблиця 3.3) визначимо точку початку кристалізації парафінів в промисловому колекторі, виходячи з промислових даних в таблиці 3.4.

Таблиця 3.4 Вихідні дані

Найменування	Значення	Одиниці вимірювання
температура на вході в колектор tп	65	є С
температура навколишнього середовища t0	12	є С
температура кристалізації парафінів tкр	50	є С
зовнішній діаметр колектора Dз	760	мм
товщина стінки колектору д	7	мм
витрата нафти Qн	35	м3/добу
глибина закладення трубопроводу в грунт h	1	м
густина нафти сн	801.7	кг/м3
довжина колектору L	18.36	км

Визначаємо динамічну в'язкість нафти при 20 :

якщо 780 < < 845 кг/м3,

 (3.8)

мПа•с

По значенню мо вибираємо значення коефіцієнтів якщо м < 10 мПа•с, то С = 1000 1/мПа•с; а = 0,76•10-3 1/°С.

Коефіцієнт термічного розширення нафти бн

при 780 ? ? 860 кг/м3

(3.9)

Оскільки параметри нафти залежать від температури, то температуру в кінці трубопроводу визначаємо методом послідовних наближень з точністю до (точність промислових термометрів).

1-наближення. В першому наближенні приймемо :

Середня температура по довжині нафтопроводу :

Густина нафти при

Теплоємкість нафти:

В'язкість нафти при :

Теплопровідність сталі :

Внутрішній діаметр трубопроводу :

Середня швидкість руху нафти в трубопроводі :

Критерій Рейнольдса :

Коефіцієнт тепловіддачі від потоку до стінки:



Для піску сухого коефіцієнт теплопровідності :

Зовнішній коефіцієнт тепловіддачі :

Коефіцієнт теплопередачі :

Параметр Шухова

Температура в кінці трубопроводу :

Перевіряємо точність:

2-наближення. Послідовність розрахунків згідно попереднього наближення.

Густина нафти при

Теплоємкість нафти:

В'язкість нафти при :

Критерій Рейнольдса :

Коефіцієнт тепловіддачі від потоку до стінки:



Для піску сухого коефіцієнт теплопровідності :

Зовнішній коефіцієнт тепловіддачі :

Коефіцієнт теплопередачі :

Параметр Шухова

Температура в кінці трубопроводу :

Перевіряємо точність:

Приймаємо:

Отже розподіл температури вздовж трубопроводу описується рівнянням Змінюючи від 0 до, будуємо криву розподілу температури вздовж трубопроводу (колектора). Результати розрахунків зводимо в таблицю. Розподіл температури по довжині колектора для даних умов приводиться на відповідному графіку.

Точка початку кристалізації парафінів в колекторі (від початку) :

Таблиця 3.5 Розподіл температури по довжині промислового колектору

х, м	t, єC	х, м	t, єC
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000	65 12.32 12.29 12.21 12.19 12.16 12.14	14000 16000 18000 18360	12.13 12.6 12.3 12

Провівши розрахунки по визначенню точки початку кристалізації парафінів в промисловому колекторі, отримали такі дані, що кристалізація парафінів починається на відстані 130.31м.

Висновок

У даному проекті, на прикладі горизонту Прилуцького родовища, яке вважається на даний момент найперспективнішим з усіх наявних в даній місцевості я розглянув методику розрахунку прогнозування накопичуваного видобутку нафти за характеристиками витіснення, різні види характеристик витіснення та з'ясували, що фактичній залежності накопиченого видобутку нафти від накопиченого видобутку рідини найкраще підходить лінійна залежність так як для неї коефіцієнт кореляції має значення найближче до одиниці. По отриманій лінійній залежності я здійснив прогноз накопиченого видобутку нафти на наступні п'ять років розробки серпухівського горизонту Прилуцького родовища: в 2013 році накопичений видобуток нафти складе 18776 тис.т, в 2014 році - 19050 тис.т, в 2015 році - 19325 тис.т, в 2016 році - 19600 тис.т та в 2017 році - 19875 тис. т нафти.

Продукція свердловин по викидним лініям поступає на групову замірну установку (ГЗУ) де ми маємо змогу заміряти дебіт кожної свердловини, стан деяких викидних ліній - від свердловин до ГЗУ - дуже поганий, так як деяким з них понад 30-ть років. З двох групових замірних установок продукція свердловин загальному колектору поступає на сепаратор С-3, де відбувається перша ступінь сепарації, звідти рідина поступає на нафтогазосепаратор НГС-1 де відбувається розділ на нафту і воду. Газ після осушки направляється споживачам, нафта після НГС-6-1400 насосами відкачується на Мільківську дожимну насосну станцію (ДНС), а вода після відстою пластової води від плівки нафти через розподільчу гребінку скидається в поглинальні свердловини.

Провівши розрахунки по визначенню точки початку кристалізації парафінів в промисловому колекторі, отримали такі дані, що кристалізація парафінів починається на відстані 130.31м. Для боротьби з парафінами, використовуємо тепловий метод (пари і рідини).

По результатам розрахунків кількості газу і навантаження по нафті, вибираємо сепаратор типу НГС-6-1400, з пропускною здатністю по газу 150 тис.м3/добу і пропускною здатністю по нафті 2000 т/добу, з робочим тиском 0.6 МПа.

Стан поверхневих нафтопромислових об'єктів знаходиться в хорошому стані (якщо не рахувати проблеми викидних ліній на деяких свердловинах). Система збору і підготовки продукції на Прилуцькому нафтовому родовищі дозволяє збільшити кількість видобувних свердловин, які в найближчому майбутньому будуть пробурені на Прилуцькій площі.

Для ефективної розробки даного покладу нафти в першу чергу необхідний справний експлуатаційний фонд свердловин, а на даний час З0 % фонду видобувних свердловин мають не задовільний технічний стан і можуть в любий час вийти з ладу. Тому я пропоную завчасно запроектувати буріння резервних свердловин для заміни тих, що вийдуть з ладу по технічних причинах в найближчий час.

Як уже було сказано вище розробка серпухівського покладу С8+9 відбувається дуже повільно, основною причиною є те, що для даного покладу характерний низький темп відбору нафти - 0,02-0,04 % на рік від початкових геологічних запасів, тобто з такими темпами відбору нафти досягнути кінцевого коефіцієнту нафтовилучення вдасться тільки через 50 років, що за технічними причинами важко здійснити.

На думку фахівців це пояснюється:

-низькою продуктивністю нафтонасичених пластів (малоактивний природній пружно-водонапірний режим;

- недостатньою кількістю видобувних свердловин ;

- низьким коефіцієнтом подачі глибинних штангових насосів - 0,1-0,5.

Для вирішення цієї проблеми я пропоную підвищити досконалість свердловин за характером розкриття продуктивних пластів - для збільшення відбору продукції з покладу, продовжувати роботи, спрямовані на збільшення відбору рідини.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Література

1. Р. М. Попадюк, В.Г.Боднарук. Збірник задач. Розрахунок збору та підготовки нафтопромислової продукції. ІФДТУНГ, 1976, 935 с.

2. О. І. Акульшин, О. О. Акульшин, В. С. Бойко, В. М. Дорошенко, Ю. О. Зарубін. Технологія видобування, зберігання і транспортування нафти і газу: Навчальний посібник. Івано-Францівськ, «Факел», 2003, 434 с.

3. Н. М. Бойко, Б. В. Колесников, П. И. Черпалов. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М., «Недра», 2009, 317 с.

4 Молчанов Г.В., Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. - 308 с.

5 Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа: Учебное пособие для рабочих. - М., Недра, 1983. - 256 с.

6. Л. И. Борщенко. Подготовка газа и конденсата к транспорту. М. Недра, 1997, 143 с.

Размещено на Allbest.ru