Технология добычи нефти в ОАО "Варьеганнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание.

Введение

1. Геологическая часть

2. Технологическая часть

2.1 Фонд скважин

2.2 Фонд АГЗУ

2.3 Назначение и описание системы сбора на обслуживаемом участке

2.4 Приток жидкости в пласт

2.5 Динамика закачки в пласт воды

2.6 Способы повышения приемистости нагнетательных скважин

2.7 Система водоснабжения и подготовки воды для закачки в пласт

3. Новые технологии

4. Графическая часть

5. Охрана труда и окружающей среды

Список используемой литературы

Введение

В середине 60-х годах мощной рекой в первый миллиард сибирской нефти влилась нефть Северо - Варьегана, первой месторождения в нашем регионе. По геологическому строению и сложнейшему по эксплуатации оно считается уникальным.

Первая скважина на Северо-Варьегане вскрывшая газоносный пласт, была пробурена в 1967 году. Первый фонтан нефти на Северо - Варьеганском месторождении был получен в октябре 1968 года. Градообразующим предприятием стал ОАО “Варьеганнефтегаз”. От ОАО “ВНГ” обеспеченность нефтью составляет 120 лет. 19 февраля 2000 года в ХМАО добыта 7-миллиардов тонна нефти. На протяжении последних десятилетий каждая добытая тонна нефти России - это нефть из недр ХМАО.

Но за последние пару десятков лет запасы углеводородного сырья истекают В связи с этим в числе первоочередных задач стоит вопрос непрерывного и быстрого наращивания новых разведанных запасов углеводородного сырья. Это обязывает геологические службы успешнее проводить поиски и разведку залежей углеводородов, быстрее осваивать вновь открытые месторождения нефти и газа.

Отсутствие необходимых финансовых средств на геологоразведочные работы является основной причиной перевода ряда месторождений в опытную и промышленную эксплуатацию при недостаточном изучении геологической модели строения залежей, положения водонефтяных контактов и контуров этих залежей, не говоря уже о других негативных факторах, приводящих в конечном итоге к ухудшению структуры запасов и уровня использования эксплуатационного фонда нефтяных скважин.

В связи с существенным уменьшением капиталовложений в поисково-разведочное бурение при увеличении глубин скважин и снижении эффективности их бурения ежегодный прирост запасов нефти нередко не компенсирует годовую добычу нефти. В связи с этим внедрение более современных методов увеличения нефтеотдачи на уже разрабатываемых (старых) месторождениях, на наш взгляд, позволит получить дополнительный прирост промышленных запасов не менее 5%. Другим источником подготовки новых запасов в пределах разрабатываемых месторождений является поиск новых ловушек структурного и литологического типов, уточнение конфигураций залежей с помощью сейсморазведки 3Д, освоение новых горизонтов.

В последние годы стала широко применяться объемная сейсморазведка для детализации строения продуктивных горизонтов и выявления новых, интересных в нефтегазоносном отношении, поисковых зон.

Как показывает опыт, нередко трехмерная сейсморазведка дает неожиданные результаты, вынуждая корректировать не только поисково-разведочное бурение, но и направление для заложения эксплуатационных скважин. По нашему мнению, трехмерная модель является необходимой на стадии разработки месторождения. Конечным результатом объемной сейсморазведки является сокращение числа малоэффективных эксплуатационных скважин на любом этапе освоения месторождения. Это немаловажно в условиях дефицита денежных средств в геологоразведочных и добывающих предприятиях.

В экономическом отношении район Северо-Варьеганского месторождения имеет развитую инфраструктуру газо-нефтедобывающей промышленности, что позволяет в короткие сроки вовлечь в разработку как выявленные залежи УВ, так и новые перспективные участки разрабатываемых объектов.

Климатические условия довольно не благоприятны, рельеф данной инфоструктуре является болотистым, более долгая зима с замерзающими породами и тяжелыми климатическими условиями. Кровля залегания нижнего слоя древней мерзлоты имеет островное распространение, залегает в данном районе на глубине 100-130м. Мощность реликтовых мерзлых пород неоднородна и варьирует от 20 до 100м.

Территория Северо - Варьеганского месторождения с дневной поверхности представлена переслаиванием песков различной крупности с редкими прослоями супесей, суглинков и глин текучей консистенции с примесью органики и слабозаторфованных с включениями гравийного материала. Мощность отложений 10-30м. На значительных площадях они перекрыты современными болотными отложениями, представленными торфом. Мощность торфа изменяется от 0.5м до 2.5м, реже до 4.5м. Торф различной степени разложения, плотности и влажности.

Для оценки свойств минеральных грунтов и торфа в районе Северо - Варьеганскоко месторождения были использованы сведения, полученные при инженерно-геологических изысканиях.

И за последние несколько лет наша технология по добыче нефти в Северо - Варьеганском месторождении была продвинута и улучшена. С каждым годом мы стараемся увеличить способы добычи нефти, условия труда для ее добычи и технику с которой мы работаем. И до сих пор мы можем добывать нефть в Северо - Варьеганском месторождении хоть наши запасы и иссякаемы.

1. Геологическая часть

Таблица 1.1 Физико-химические свойства добываемой жидкости

Параметры	Количество
Плотность нефти кг/м3, при 20 С	725,0 - 810 кг/м3
Содержание хлористых солей, мг/л	1,0 - 60 мг/м3
Молярная масса, г/моль
Кинематическая вязкость, мм/сек. при 20 С при 50 С	1,000 - 11,000 мм2/c, при t 20 °С
Температура застывания 20 °С
Температура плавления парафина, °С	52,0 °С
Парафины, %
Смол селикагелевых, %	4 - 10%
Асфальтены, %	0,03 - 0,06%
Содержание серы, %	0,0011 - 0,020 %/масс
Содержание воды %	1 - 100%
Начало кипения, 0С	30 - 50 °С

Таблица 1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Б8	Ю1	Ю2	Ю3
Средняя глубина залегания, м	2400	2830	2850	2850
Тип залежи	Пластово сводовая	Пластово сводовая	Структур- литологич	Структур- литологич
Тип залежи	Поровый	Поровый	Поровый	Поровый
Площадь нефти газа сносности, тыс. м2	80573	316742	77640	18848
Средняя общая площадь, м2	15,0	22,5	23,0	16,0
Средняя нефти насыщенная толщина,м	11,0	11,5	5,7	4,2
Пористость, доли ед.	0,2	0,156	0,15	0,15
Проницаемость, Д	0,168	0,027	0,005	0,005
Коэффициент песчанистости	0,571	0,379	0,25	0,34
Коэффициент расчлененности	3,63	3,34	3,0	2,0
Пластовая температура, t0	76	88	88	88
Средняя нефтегазонасыщенность, д.ед.	0,670	0,667	0,62	0,60
Пластовое давление, МПа	24,1	28,3	28,5	28,5
Давление насыщения, МПа	13,5	17,,0	17,0	17,0
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПАхс	0,87	0,52	0,24	0,3
Плотность нефти в поверхностных условиях при дифф.разгазир., т/м3	0,828	0,817	0,817	0,817
Объемный коэффициент нефти при дифф.разгазир. доли ед.	1,385	1,845	1,845	1,845
Переводной коэффициент при дифф. Разгазировании, м3/т	1,673	2,258	2,258	2,258

2. Технологическая часть

2.1 Фонд скважин

Таблица 2.1.1 Фонд скважин по Северо-Варьеганскому месторождению бригада ДНГ № 3

Куст №	Скважины №	Способ эксплуатации	Состояние скважин
60	500	ЭЦН	Работает
	501	ЭЦН	Переодичка
	502	ЭЦН	Переодичка
	503	ЭЦН	Работает
	543	ЭЦН	Переодичка
	544	ЭЦН	Переодичка
	1119	ЭЦН	Работает
61	660	ЭЦН	Не работает
58	514	ЭЦН	Переодичка
	1133	ЭЦН	Работает
	1518	ЭЦН	Работает
	1631	ЭНЦ	Работает
59	540	ЭНЦ	Работает
	541	ЭНЦ	Работает
	652	ЭНЦ	Не работает
64	618	ЭНЦ	Переодичка
	665	ШГНУ	Работает
	684	ЭЦН	Переодичка
65	504	ШГНУ	Работает
	528	ЭЦН	Работает
	1168	ЭЦН	Переодичка
	5329	ЭНЦ	Работает
67	685	ЭЦН	Работает
	686	ЭНЦ	Работает
	1304	ЭНЦ	Работает
	1305	ЭНЦ	Работает
68	1303	ЭЦН	Работает
	5115	ЭЦН	Переодичка
70	1330	ЭЦН	Переодичка
	696	ЭНЦ	Работает
	697	ЭНЦ	Работает
	698	ЭНЦ	Переодичка
	1313	ЭНЦ	Работает
	1329	ЭНЦ	Работает
	1315	ЭНЦ	Переодичка
71	40	ЭЦН	Работает
	694	ЭЦН	Работает
	1312	ЭЦН	Переодичка
72	691	ЭЦН	Работает
	692	ЭЦН	Работает
	693	ЭЦН	Работает
104	10п	Фонтанка	Работает
	1334	ЭНЦ	Работает
	1335	ЭНЦ	Переодичка
106	1327	ЭЦН	Работает
107	1318	ЭЦН	Работает
241	5091	ЭЦН	Переодичка
	5142	ЭЦН	Переодичка
	5145	ЭЦН	Переодичка
	5182	ЭЦН	Переодичка
243	5300	ЭНЦ	Работает
245	5156	ЭЦН	Работает
	5159	ЭЦН	Работает
	5164	ЭЦН	Работает
246	5161	ЭНЦ	ЭНЦ
	5304	ЭНЦ	Не работает
248	5167	ЭНЦ	Не работает
263	5290	ЭНЦ	Работает
	5292	ЭНЦ	Работает
	5294	ЭНЦ	Работает
264	5295	ЭНЦ	Работает
	5296	ЭНЦ	Работает
	5297	ЭНЦ	Не работает
265	615б	ЭНЦ	Работает
	5301	ЭНЦ	Работает
	5303	ЭНЦ	Работает
Всего: 23 куста	Всего: 66 скважин	ЭЦН - 63 скважины	Работающих - 42
		Фонтанные - 1 скважина	Не работающих - 5
		ШГНУ - 2 скважины	Переодичек - 18

2.2 Виды заводнений

В настоящее время заводнение - это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.

1. Законтурного заводнение (рис. 5.1.) применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти.

Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта.

Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

2. Приконтурное заводнение (5.2)

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности или с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами

3. Внутриконтурное заводнение.

Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3--4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемых ближе к вода нагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона, повышенного давления, которая препятствует претокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно, регулировать так же, как и при законтурном заводнение. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют “через одну”. В промежутках проектные вода нагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

4. Блоковое заводнение. Рис. (5.3)

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов вода нагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская область). Как видно из схемы, ряды вода нагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.

5. Площадное заводнение. Рис. (5.4)

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам. На рисунках показаны основные схемы площадного заводнения. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

а -- четырехточечная; б -- пятиточечная; в -- семиточечная;

г -- девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 -- нагнетательные скважины.

2.3 Пластовая энергия и режимы разработки нефтяных залежей

Пластовая энергия

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, являются собственная пластовая энергия системы и энергия, подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Основными источниками пластовой энергии служат:

· энергия напора пластовой воды (краевой или подошвенной);

· энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки);

· энергия расширения растворенного в нефти газа;

· энергия упругости жидкости и породы;

· энергия напора нефти (гравитационная энергия).

Энергии различного вида могут проявляться в залежи совместно, а энергии упругости нефти, воды, породы наблюдаются всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах - энергия напора или упругости пластовой воды. В зависимости от темпа отбора нефти добывающие скважины, расположенные вблизи внешнего контура нефтеносности, могут создавать такой экранирующий эффект, при котором в центре залежи действует в основном энергия расширения растворенного газа, а на периферии - энергия напора или упругости пластовой воды и т. д. Эффективность расходования пластовой энергии, т. е. количество получаемой нефти на единицу уменьшения ее величины, зависит от вида и начальных запасов энергии, способов и темпа отбора нефти.

Пластовая энергия расходуется на совершение работы по перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на поверхность.

Режимы разработки нефтяных залежей

Есть много режимов разработки нефтяных залежей:

1. Водонапорный режим.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами . Место выхода пласта на поверхность или пополнения его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефти насыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, а при хорошей его гидродинамической связи с нефти насыщенной частью это создает наиболее благоприятные условия для разработки залежи.

2. Упругий режим.

Упругий режим разработки нефтяных месторождений проявляется в гидра динамически изолированных залежах при пластовых давлениях в них выше давления насыщения нефти газом. При этом забойное давление не ниже давления насыщения, нефть находится в однофазном состоянии. В таких условиях основным источником энергии служит упругость пород-коллекторов и насыщающих их жидкостей. В начальный период вода, нефть, скелет породы, находящиеся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом упругой энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта.

3. Газонапорный режим.

Газонапорный режим связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой. Нефть вытесняется из пласта напором расширяющегося газа. По мере разработки месторождения в связи с расширением газовой шапки нефти насыщенная толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускается. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах, не имеющих гидродинамической связи с областью питания, нередко он сочетается и с водонапорным режимом, если пластовые воды не обладают достаточной активностью.

При разработке залежей в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей пласта, активности пластовых вод, темпов отбора нефти. Несмотря на большие запасы пластовой энергии, сосредоточенной в газовой шапке, эффективность работы залежи при газонапорном режиме ниже, чем при водонапорном из-за относительно плохой вытесняющей способности газа. Кроме того, дебиты скважин приходится ограничивать вследствие быстрого прорыва в них газа из газовой шапки.

4. Режим растворенного газа.

Режим растворенного газа проявляется в нефтяных залежах после снижения пластового давления в них ниже давления насыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ по мере снижения давления выделяется в свободное состояние в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных по всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.

При режиме растворенного газа пластовое давление постоянно падает, в результате разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к увеличению объема выделившегося свободного газа, росту газонасыщенности пласта и, как следствие, к снижению фазовой проницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате газовый фактор возрастает до значений, в несколько раз превышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется нерационально, двигаясь по пласту, он практически не совершает работы по вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки месторождения газовый фактор, достигнув своего максимального значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти. Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважин падают, дальнейшая эксплуатация их становится нерациональной.

5. Гравитационный режим.

При гравитационном режиме нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность проявления гравитационной энергии относительно невелика, поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы отбора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень невелики, поэтому он используется лишь в исключительных случаях: при доразработке истощенных месторождений, в шахтной добыче нефти. Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились.

Выделяют такие его разновидности:

1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части.

2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности, при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

2.4 Приток жидкости в пласт

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах.

В некоторых случаях добывающая скважина дренирует одновременно несколько пропластков с различными проницаемостями, толщинами, вязкостями нефти, а также пластовыми давлениями. Однако приток в такой сложной системе будет происходить при одинаковом забойном давлении (приведенном). При этом некоторые пропластки с меньшим пластовым давлением, чем на забое скважины, способны поглощать жидкость.

2.5. Динамика закачки в пласт воды

Куст № 72 Скв.№ 918 Способ эксплуатации

Дата	приемистость	Руст	Рзаб
01.10.13.	175	110	393
01.11.13.	187	112	395
01.12.13.	183	114	397

Куст № 107 Скв.№ 1332 Способ эксплуатации

Дата	приемистость	Руст	Pзаб
01.10.13.	40	100	445
01.11.13.	40	162	447
01.12.13.	35	181	466

Куст № 68 Скв.№ 930 Способ эксплуатации

Дата	приемистость	Руст	Рзаб
01.10.13.	62	100	444
01.11.13.	62	162	446
01.12.13.	72	181	466

2.6 Способы повышения приемистости нагнетательных скважин

Для повышения приемистости нагнетательных скважин предлагаются технологии вибрационного воздействия на пласт, благодаря которым возрастает подвижность границ раздела вода-нефть, уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с водой, возрастает скорость капиллярного впитывания воды в нефти насыщенную пористую среду. В связи с этим увеличивается коэффициент охвата залежи разработкой.

Технологии имеют варианты:

* Импульсно-кислотные обработки призабойной зоны пласта. Целью данного мероприятия является повышение проницаемости коллектора в при скважинной и удалённой зонах пласта.

* Вибрационное воздействие на при забойную зону пласта в нескольких точках в интервале вскрытого пласта в среде ПАВ.

* Закачка в пласт химических композиций (кислоты или материалы, применяемые для выравнивания профиля притока) через вибратор с установкой пакера над интервалом перфорации. Продавливание жидкости воздействия в глубину пласта виброволновым способом.

* Нагнетание жидкости вытеснения в пласт через вибратор. Цель данного воздействия увеличение фазовой проницаемости и увеличение охвата удаленных застойных зон пласта.

* На забой нагнетательной скважины спускается вибратор без дополнительного оборудования (пакер, якорь), скважина переводится в обычный режим нагнетания. Действие вибратора способствует снижению фазовой проницаемости, вовлечению в процесс дренирования застойных зон, образованию новых каналов фильтрации и увеличению проницаемости существующих.

Схема нагнетательной скважины со спуском гидравлического вібратора скважина грунт заводнение нефть

В процессе разработки модификации внутрискважинного ГВВ-2М для применения в системе ППД были решены следующие вопросы:

* для предотвращения негативного воздействия на колонну НКТ в компоновку включен специальный резино-металлический амортизатор;

* внесены конструктивные изменения для возможности извлечения прибора на ревизию с помощью стандартных ловителей и подъемников ЦПРГС (газлифтных или геофизических) и «вымыванием» устройства обратной промывкой.

Для увеличения срока эксплуатации прибора устройство изготавливается из высокопрочных материалов по технологиям ВПК, заказ размещен на оборонных заводах г. Екатеринбург.

Схема динамики режима эксплуатации нагнетательных скважин до и после вибрационного воздействия. Рис. (5.6)

2.7 Система водоснабжения и подготовки воды для закачки в пласт

Система водоснабжения и подготовки воды для закачки в пласт.

Основное назначение системы водоснабжения при ППД - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределение ее между нагнетательными скважинами и закачки в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

В настоящее время ППД стремится осуществить с самого начала разработки месторождение. В этом случаи необходимо большое количество пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна видоизменятся и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводнености продукции скважины и необходимость утилизировать всех так называемых промыслах сточных вод, включая линевых, попутных, воды установок по подготовке нефти и другое.

Для соблюдения мер по охране природы о окружающей среды система водоснабжения в любом случаи должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технологическому циклу.

Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки сточных вод, очистки их от нефтепродуктов, борьбы с возрастанием коррозии технологического оборудования и водоводов. Однако сточные воды, как правило, содержат ПАВ, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефти вытесняющими способностями, что должно привести к увеличению нефти отдачи пласта.

Система водоснабжения состоит обычно из нескольких достаточно самостоятельных звеньев или элементов, к которым относятся водозаборные устройства, напорные станции первого подъема, станции водоподготовки, напорные станции второго подъема, нагнетающая очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема или так называемые кустовые насосные станции ( КНС), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.

Между отдельными звеньями системы водоснабжения создаются промежуточные буферные емкости для запаса воды, обеспечивающие непрерывность работы системы при кратковременных изменениях пропускной способности отдельных элементов в результате остановок по технологическим причинам или при авариях: порывах, водопроводах, остановке скважины.

Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического содержания. В природных водах могут содержаться различные газы, мех. примеси, гидроокись железа и микроорганизмы в той или иной степени влияющей на процесс заводнение пластов.

В сточных водах могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей.

Для закачки воды в пласт предусматривается:

-осветление мутных вод по коагуляции

-декарбонизация;

-ингибирование.

Осветление вод по коагуляцией с целью удаления мелких частиц, которые практически не осаждаются под действием тяжести, для этого в воду добавляют реагенты (хлорное железо называемое коагуляторами).В результате лак коагуляции происходит укрепление частиц и образует хлопья видные соединения, которые оседают в воде.

Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния, в противном случае соли кальция и магния могут затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в добавлении в воду гашеной извести, с тем чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.

Ингибирование называется обработка воды.

Ингибиторами - вещества замедляющие процесс коррозии. По направлению действ. Ингибиторы различных сероводородов, кислородной и углекислотной коррозии. Соответственно подготовка воды предусматривает отстаивание нефти от газа и уничтожение микроорганизмов. Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого промыслов.

3. Новые технологии

Специалисты управления в постоянном поиске, так как извлечение нефти из слабопроницаемых коллекторов требует новых технических решений, применения новейших технологий. А слабопроницаемые коллекторы таят в себе 23,2% текущих балансовых запасов главной житницы управления - Ново-Елховского месторождения. Общие проблемы таких залежей - низкая продуктивность скважин, сложность организации эффективной системы поддержания пластового давления, недостаточный объем закачки воды, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в таких коллекторах.

Продолжая поиски оптимальной технологии, специалисты обратили внимание на УНОР - установку нагнетательную объемную регулируемую производства.

Эта установка, предназначенная для дозирования индивидуальной закачки пресных, высокоминерализованных сточных и пластовых вод через нагнетательную скважину в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи пласта, проходила опытно-промышленные испытания и показала свою эффективность. НГДУ обратилось к лениногорскому предприятию изготовить такую установку для внедрения на Ново-Елховском месторождении.

Впервые в ОАО «Татнефть» УНОР была запущена в работу в августе 2013 года при участии специалистов фирмы-производителя на площадке скважин 2187, 2970 цеха ППД-1. При проведении пусконаладочных работ, по рекомендации специалистов Инженерного центра по эксплуатации оборудования ППД, дополнительно установили счетчик «Альфа»для контроля за расходом электроэнергии.

УНОР позволяет производить закачку технологической жидкости под давлением 15 МПа непосредственно на площадке нагнетательных скважин. С помощью частотного регулятора имеется возможность регулировать объемы закачки от 50 до 100 куб. метров в сутки.

Установка имеет ряд преимуществ в сравнении с центробежными насосами. Так, у ЭЦН при регулировке числа оборотов в сторону уменьшения резко падают напор и КПД, вследствие чего внедрение управляемой закачки центробежными насосами практически невозможно. А насосная установка УНОР позволяет управлять расходом от нуля до максимального значения без снижения напора и КПД. Обслуживание и ремонт установки производится без привлечения бригад подземного ремонта скважин. Установкой можно управлять как локально с поста местного управления, так и дистанционно, в том числе с мобильного телефона. УНОР можно также использовать в качестве дожимного насоса на нагнетательных скважинах.

Еще одно немаловажное преимущество установки - высокая износостойкость и коррозионная стойкость ее рабочих органов, что достигнуто благодаря газотермическому напылению сплавов, равномерному износу плунжеров и уплотнителей за счет вертикального расположения плунжерной пары. В установке использованы серийные датчики и контрольно-измерительные приборы, что также является привлекательным моментом при ее внедрении. Относительная погрешность измерения расхода жидкости не превышает 3%.

Станция управления установки обеспечивает регулирование оборотов электродвигателя, давления жидкости на нагнетании, защиту электродвигателя от обрыва или перекоса фазы, минимального напряжения и максимального тока, аварийное отключение установки при выходе за пределы установленных норм давления жидкости на приеме, сигнализацию при отказе обратных клапанов насосной части установки и уплотнительных элементов штока и поршней гидроцилиндров.

Срок гарантии 12 месяц, капитальный ремонт производится раз в 2 года на месте эксплуатации без монтажа установки.

Но в конечном итоге пока рано говорить об эффективности внедрения этой технологии, но специалисты управления, которые в первые внедрили эту установку, отзываются о ней положительно, и надеются, что УНОР будет в дальнейшем усовершенствовать систему поддержания пластового давления.

4.Графическая часть

Рисунок 4.1. Схема законтурного заводнения.

1. Добывающие скважины.

2. Нагнетательные скважины.

Рисунок 4.2. Схема приконтурного заводнения

Рисунок 4.3 Схема блочного заводнения.

1. Добывающие скважины.

2. Нагнетательные скважины.



Рисунок 4.4 Схема площадного заводнения.

1. Добывающие скважины.

2. Нагнетательные скважины.

Рисунок 4.5 Схема нагнетательной скважины со спуском гидравлического вибратора



Рисунок 4.6 Схема динамики режима эксплуатации нагнетательных скважин до и после вибрационного воздействия.

Рис 4.7.

5. Охрана труда и окружающей среды

При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо соблюдать следующие правила безопасности.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных ЭЦН, ремонт и наладку должен производить электротехнический персонал.

Не электротехническому персоналу разрешается производить только пуск и остановку ЭЦН с помощью кнопок или переключателей.

Оператор и мастер ДНГ, производящие включение и отключение ЭЦН должны пройти соответствующий инструктаж.

Корпус трансформатора, станции управления и броня кабеля должны быть заземлены, путем соединения заземляющего проводника с заземляющим контуром трансформаторной подстанции с кондуктором скважины.

Необходимо систематически следить за исправным состоянием заземляющих устройств.

В качестве заземления для электрооборудования установки погружного электроцентробежного насоса должен быть использован кондуктор или техническая колонна скважины.

Если наземное электрооборудование ЭЦН установлено в будке, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых дверях ее обеспечивался свободный выход наружу.

Дверь будки должна открываться наружу, при установке такого электрооборудования под навесом оно должно быть ограждено, а пол рабочей площадки должен быть на уровне земли.

Места прохода кабеля в устьевом оборудовании должны быть надежно уплотнены.

Бронированный кабель от станции управления к устью скважины должен быть проложен на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

Через каждые 50м трассы должны быть установлены предупредительные знаки безопасности.

Кабель не должен проходить через конструкции исследовательской площадки.

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН, открывать дверь станции управления и смотровое окно трансформатора запрещается.

Двери станции управления должны быть закрыты на замок, ключ от которого должен находиться у ответственного работника электротехнического персонала, обслуживающего установку.

Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пусках в работу.

Перемещение и сдвиг кабелей могут производиться только после отключения установки ЭЦН электриками организации обслуживающие наземное оборудование.

Для пуска ЭЦН в работу необходимо нажать на кнопку «Пуск» или провернуть ручку переключателя в положение «Пуск».

Для остановки ЭЦН необходимо нажать кнопку или повернуть ручку переключателя в положение «Стоп».

Оперативные отключения и включения установки могут производиться персоналом, имеющим квалификацию не ниже третьей группы допуска по электробезопасности.

Состояние окружающей природной среды является одной из наиболее острых социально-экономических проблем, прямо или косвенно затрагивающих интересы каждого человека.

Общеизвестно, что среди экологически неблагополучных отраслей отечественной промышленности ТЭК занимает едва ли не первое место. На его долю приходится свыше 40% общих загрязнений окружающей среды.

Предприятия ТЭК ежегодно нарушают около 30 тыс. га земель, при этом рекультивируют менее половины. Из этого объема земель 43% приходятся на долю нефтяной отрасли.

Нефтегазодобывающая отрасль - одна из самых экологически опасных отраслей хозяйствования. Она отличается большой землеемкостью, значительной загрязняющей способностью, высокой взрыва- и пожароопасностью промышленных объектов. Химические реагенты, применяемые при бурении скважин, добыче и подготовке нефти, а также добываемые углеводороды и примеси к ним являются вредными веществами для растительного и животного мира, а также для человека.

Нефтегазодобыча опасна повышенной аварийностью работ, т.к. основные производственные процессы происходят под высоким давлением. Промысловое оборудование и трубопроводные системы работают в агрессивных средах.

Определяющими факторами глобального нефте-газопромышленного техногенеза являются:

-масштабы добычи нефти и газа;

-уровень их потерь естественном и переработанном виде.

При современных способах разработки около 40-50% разведанных запасов нефти и 20-40% природного газа остаются не извлеченными из недр, от 1-17% нефти, газа и нефтепродуктов теряются в процессах добычи, подготовки, переработки, транспортирования и использования.

Крупные комплексы нефтяной и газовой промышленности и населенные пункты преобразуют почти все компоненты природы (воздух, воду, почву, растительный и животный мир и т.п.).

В атмосферу, водоемы и почву в мире ежегодно выбрасывается более 3 млрд. т. твердых промышленных отходов, 500 км³ сточных вод.

Номенклатурный состав ядовитых загрязнений содержит около 800 веществ, в том числе мутагены (влияют на наследственность), канцерогены, нервные и кровяные яды (функции нервной системы), аллергены и др.

Только предприятия нефтедобывающей промышленности России в последнее время ежегодно выбрасывают в атмосферу более 2.5 млн т

Применительно к нефтегазовому региону концепция подхода к проблемам охраны окружающей среды должна учитывать и следующие факторы:

1. Чтобы выжить, человек должен хозяйствовать на земле, добывать нефть, газ и другие полезные ископаемые.

2. На современном этапе развития науки и техники не существует таких технологий добычи, транспорта и переработки нефти, которые реализовывались бы без отрицательного воздействия на природу.

Список используемой литературы

1. Акулышин А.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 2011 г.

2. Бухаленко Е.И. и др. Техника и технология промывки скважин.- М.: Недра, 2011 г.

3. Васильевский В.Н. Оператор по исследованию скважин. - М.: Недра, 2011 г.

4. Инструкции по охране труда для рабочих нефтегазодобывающих предприятий. - Уфа, 2011 г.

5. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2010.

6. Крец В.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Уч. пособ. Томск: Изд. ТПУ, 2008.- 112 с.

7. Молчанов А.Г., Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы.- М.: Недра, 2009.

8. Оборудование и инструменты для ремонта нефтяных скважин. Крец В.Г., Шмурыгин В.А. и др.- Томск: Изд. ТПУ, 2010.

9. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М., 2012.

10. Справочник мастера по добыче нефти. Баку.- Азнефтеиздат, 2012.

Размещено на Allbest.ru