Разработка Яунлорского газонефтяного месторождения

За счет этих факторов обводненность продукции в низкодебитных скважинах может составлять значительную величину, что стимулирует ложные представления о конфигурации фронта вытеснения на начальных стадиях разработки пласта.

Таким образом, под выравниванием фронта вытеснения нефти водой понимаются мероприятия, направленные на обеспечение максимально равномерного распределения потоков закачиваемой воды в разрезе и по площади удаленных от нагнетательных скважин зон с целью обеспечения максимальной конечной нефтеотдачи пласта.

2.3 Расчетная часть

2.3.1 Проектирование процесса закачки воды

Рассчитать основные показатели процесса закачки воды.

Дано:

Q_нд, дебит дегазированной нефти, 12300 т/сут.;

Q_в, дебит дегазированной воды, 6200 т/сут.;

G_о, газовый фактор, 60 м³/м³;

P_пл, среднее пластовое давление, 8,5 МПа;

б, коэффициент растворимости газа в нефти, 5 м³/(м³ • МПа);

T_пл, пластовая температура, 303 K;

b_нпл, объемный коэффициент нефти, 1,15;

p_нд, плотность дегазированной нефти, 852 кг/м³;

b_впл, объемный коэффициент пластовой воды, 1,01;

С_с, стоимость нагнетательной скважины, 120 000 руб.;

К_прм, коэффициент приемистости нагнетательной скважины, 50м³/(сут • МПа);

t, время работы нагнетательной скважины, 12 лет;

p_в, плотность нагнетаемой воды, 1050 кг/м³;

z, коэффициент сверхсжимаемости газа, 0,87.

Решение.

1. Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины (ф. А.П. Крылова):

р_ун =

МПа

При этом гидростатическое давление воды в скважине

p_ст=10^-6 p_в g L_c = 10^-6 • 1050 • 9.81 • 1200 = 12,4 МПа

2. Давление на забое нагнетательной скважины:

P_{заб н} = p_ун + 10^-6 p_в g L_с - p_тр = 8,1 + 12,4 -3 = 17,5 МПа

3. Объем нефти в пластовых условиях:

V_нпл = (10³ Q_нд b_нпл) / p_нд = (10³ • 1,15) / 852 = 16,6 • 10³ м³/сут

4. Объем свободного газа в пластовых условиях:

V_гсвпл = [V_нпл (G_o- б p_пл) z p_o T_пл] / (p_пл T_ст) = [16,6 • 10³ • (60-5 • 8,5) • 0,87 • 0,1 • 303] / (8,5 • 293) = 3074 м³/ сут

5. Объем воды в пластовых условиях:

V_впл = (10³ Q_в b_впл) / p_в = (10³ • 6200 • 1,01) / 1050 = 5963 м³/сут

6. Суточный объем закачки воды:

V_в = 1,2 (V_нпл + V_гсвпл + V_впл) = 1,2 (16600 + 3074 +5963) = 30764 м³/сут

Ответ: V_в = 30764 м³/сут.; p_ун = 8,1 МПа

2.3.2 Расчет числа нагнетательных скважин

Рассчитать число нагнетательных скважин.

1. Приемистость одной скважины:

q_вн = К_прм (p_{заб н} - p_пл) = 50 • (17,5 - 8,5) = 450 м³/сут.

2. Число нагнетательных скважин:

n = V_в /q_вн = 30764 / 450 = 68

Ответ: n = 68.

2.3.3 Проектирование закачки газа

Спроектировать процесс закачки газа с целью поддержания пластового давления.

Дано:

с, коэффициент пропорциональности, 24900 м³/(сут • МПа²);

p_{заб н}, забойное давление нагнетания, 10 МПа.

Решение.

1. Необходимый объем закачиваемого газа в стандартных условиях:

V_гст = 1,3 (V_пл p_пл Т_ст) / (z p_о Т_пл) = 1,3 • (30764 • 8,5 • 293) / (0,87 • 0,1 • 303) = 3778425 м³/сут

2. Поглотительная способность одной нагнетательной скважины:

q_гст = с (p²_{заб н} - p² _пл) = 24900 • (10² - 8,5²) = 678525 м³/сут

3. Число нагнетательных скважин:

n = V_гст / q_гст = 3778425 / 678525 = 6

Ответ: V_гст = 3778425 м³/сут.; n = 6.

2.3.4 Проектирование процесса внутрипластового горения

Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе.

Дано:

m, пористость терригенного пласта, 0,31;

h, толщина пласта, 5,55 м;

Т_пл, пластовая температура, 303 К;

p_нп, плотность пластовой нефти, 960 кг/м³;

p_в, плотность воды, 1100 кг/м³;

s_н, нефтенасыщенность пласта, 0,76;

s_в, водонасыщенность пласта, 0,24;

a, расстояние от нагнетательной до добывающих скважин, 300 м;

p_{заб д}, забойное давление в добывающих скважинах, 10 МПа;

p_{заб н}, забойное давление в нагнетательной скважине, 21 МПа;

r_с, радиус нагнетательной и добывающих скважин, 0,075 м;

k, проницаемость пласта для воздуха, 0,35 • 10^-12 м²;

м_г, вязкость воздуха в пластовых условиях, 1,8 • 10^-5 Па • с;

g, расход топлива, 27,4 кг/м³;

V^'_окс, удельный расход окислителя, 14,7 м³/кг;

r_ф, радиус фронта горения в конце первого периода, 50 м;

б_h, коэффициент охвата пласта по толщине, 0,9;

л, коэффициент нефтеотдачи на участках, не охваченных горением, 0,3.

Решение.

1. Объем воздуха для выжигания 1 м³ пласта:

V^' = g V^'_окс = 27,4 • 14,7 = 402,8 м³/м³

2. Предельный темп закачки воздуха:

м³/сут

3. Скорость продвижения фронта горения:

w_ф = q_прв / (2рh V^' r_ф) = 9,14 • 10⁴ / (2 • 3,14 • 5,55 • 402,8 • 50) = 0,145 м/сут

Рис. 10. Зависимости минимальной скорости перемещения фронта горения от эффективной толщины пласта и концентрации топлива (при Т=533 К): g_p кг/м³: 1 - 32; 2 - 24; 3 - 20; 4 - 19,2; 5 - 18,4

Рис. 11. Зависимость коэффициента охвата пласта по площади фронтом горения a_s от параметра i_a

По рис. 10 определяем h_э = 5 м; w_{ф min} = 0,019 м/сут.

Проверяют выполнение следующего условия:

w_ф > 3w_{ф min} = 0,057; r_ф = 50

i_б = q_прв / (аh_э w_{ф min} V') = 9,14 • 10⁴ / (300 • 5 • 0,019 • 402,8) = 7,96

По рис. 11 определяем б_s = 0,6

4. Определяем коэффициенты s₁ и s₂:

S₁ = g / (p_нп m) = 27,4 / (960 • 0,31) = 0,092

S₂ = S₁ V^'_окс Q^'_г / Q^'_н = 0,092 • 14,7 • 1,257 / 41,9 = 0,04

5. Коэффициент нефтеотдачи в выжженной зоне.

6. Коэффициент нефтеотдачи всего элемента.



где - коэффициент нефтеотдачи для зоны, не охваченной горением.

7. Длительность первого периода горения.

/w_ф = 50/0,145=345 сут.

8. Потребное количество воздуха за этот период:

V_п = q_прв м³

9. Масса воздуха объемом V_п:

G_п = V_п 1,293 = 15,7710⁶ 1,293 = 20,39 10⁶ кг

10. Масса смеси азота и паров воды:

G_см =

кг

11. Радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающие скважины:

ґ_{фп =} ґ_о / м

12. Площадь выжженной зоны:

S_г = 8000+ 348(r_фп -50)=8000+348(99,4-50)=25191,2 м²

13. Объем выжженной зоны:

V_г = S_{г h} h =25191,20.95,55=125830 м³

14. Суммарное количество воздуха для выжигания этого объема:

V = V' V_ѓ/y =402,8125830/0,9=5,63110⁷ м³

15. Время выжигания:

сут.

16. Объем извлекаемой из пласта нефти:

V_н= 2а² h_эm s_н = м³

17. Расход воздуха на извлечение 1 м³ нефти:

G₀ =м³/м³

18. Дебит каждой добывающей скважины:

Q_н = V_н /(4 м³/сут

Ответ: Q_н = 39,24 м³/сут.

2.4 Экологическая безопасность

Все современные методы интенсификации нефтеотдачи пластов предполагают глубокое энергоемкое воздействие на коллектор, содержащийся в нем жидкий углеводород, изменение тонкой, молекулярной структуры флюида, его фазового, агрегатного состояния, давления, температуры и т.д. В большинстве случаев они оказываются потенциально опасными для загрязнения окружающей среды. Пагубное воздействие возможно на все экологически значимые объекты: воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека. Это обуславливает необходимость существования комплекса природоохранных мероприятий.

Также разработаны эффективные методы очистки и удаления выбросов в атмосферу. Существуют три основных способа очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей: абсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твердых сорбентах и каталитическая очистка. При абсорбции жидкими поглотителями вредные примеси из отходящего газа поглощают растворителем. Выделенные компоненты используют для производственных целей, обезвреживают либо уничтожают. Абсорбционный метод применяют для очистки отходящих газов от сернистых соединений, паров кислот, окиси и двуокиси углерода и других токсичных углеводородов (фенол, формальдегид и др.). Адсорбция основана на поглощении примесей газов, подлежащих очистке твердыми веществами с большой удельной поверхности. Данные методы обеспечивают высокую степень очистки, что очень важно при удалении серосодержащих примесей, имеющих неприятные запахи даже при очень малых концентрациях.

В качестве сорбентов применяют активированный уголь, силикагелей, окислы металлов, цеолиты, ионообменные смолы и другие вещества. Недостатки метода - сложность оборудования и подверженность сорбентов механическому истиранию.

Каталитическая очистка газов основана на взаимодействии между собой удаляемых газов или дополнительно введенного компонента с ними в присутствии катализатора с образованием новых безвредных или менее вредных соединений. В процессе каталитического дожигания рекомендуется применение различных катализаторов для очистки газов от сернистого ангидрида: окислы металлов и их смеси, сульфиды металлов, паладий, платина и другие.

Заключение

Одним из важнейших направлений развития нефтегазового сектора России является повышение нефтеотдачи пластов. Эта проблема особенно актуальна в связи с необходимостью разработки месторождений с трудно извлекаемыми запасами, сложным геологическим строением, низкой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти.

Наряду с развитием новых технологий и научно-техническими достижениями в области повышения нефтеотдачи, одной из важных составляющих решения этой проблемы является необходимость постоянного научного обеспечения - сопровождения разработки месторождений на базе развития и совершенствования профессионализма специалистов. В настоящее время качественное проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов требует использования компьютерных технологий по результатам комплексных промыслово-геологических, геофизических, гидродинамических, лабораторных, сейсмических и других исследований; создание постоянно действующих геолого-технологических моделей; совершенствование техники и технологии интенсификации добычи; бурение горизонтальных скважин и боковых стволов; применение физико-химических методов, новых процессов и оборудования; мониторинг процессов повышения нефтеотдачи и т.д.

ОАО «Сургутнефтегаз» на Яунлорском месторождении преимущественно применяет физико-химические методы повышения нефтеотдачи, наиболее эффективными из которых являются методы очистки призабойной зоны пласта (кислотные композиции, щелочные композиции, закачка ПАВ, так как они существенно снижают межфазные натяжения на границе нефть-вода, легко сорбируются на поверхности породы, способствуют снижению обводненности продукции и другие действия). Также применяется очистка растворителями (бензиновые фракции переработки нефти, газоконденсат с добавками ПАВ) для разрушения асфальтено-смолистых и парафиновых отложений. Помимо этого используются методы, выравнивающие профиль приемистости нагнетательных скважин (ВПП) и методы, выравнивающие фронт вытеснения нефти водой (ВФВ).

Физико-химическое действие ПАВ в пластовых системах, разрабатываемых с применением заводнения весьма сложно и многообразно. Несмотря на обилие публикаций на эту тему, отдельные аспекты (в частности, вопросы десорбции ПАВ в пластовых условиях) следует признать малоизученными. Тем не менее, на основании теоретических, лабораторных исследований и промысловых испытаний достоверно установлено следующее: ПАВ могут существенно снижать межфазные натяжения на границе нефть-вода, благодаря чему капли нефти (в том числе окисленной) легко деформируются и соответственно уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Этот же эффект используется для увеличения радиуса проникновения закачиваемых композиций повышенной вязкости, структурированных и дисперсных систем.

Вследствие своей дифильности (полярность и поляризуемость) агрегаты ПАВ легко сорбируются на поверхности породы, при этом в полимиктовых коллекторах и алевролитах адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках и достигает 15-60 кг/м³ пористой среды.

При определенных (малоизученных) условиях возникает десорбция ПАВ, когда его концентрация в фильтруемом потоке скачкообразно увеличивается.

В связи с адсорбцией, разбавлением и процессами диффузии при закачке в пласт концентрация оторочки ПАВ непрерывно снижается.

Список использованной литературы

1. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник.- М.: Недра. 1991. - 384. с.: ил.

2. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для техникумов. - М.: Недра, 1989. - 480 с.: ил.

3. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. Пособие для техникумов. - М.: Недра, 1989. - 245 с.: ил.

4. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986, 244 с.: ил.

5. П.А. Николенко, Н.В. Воробьева. Подземный ремонт скважин: Справочник. - М.: Недра. 2004. - 439 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru

...