Источники и качество закачиваемой воды в системе поддержания пластового давления

Размещено на http://www.allbest.ru/

НЕФТЕЮГАНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ (филиал)

федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего «Югорский государственный университет»

Курсовая работа

по МДК 01.01 Разработка нефтяных и газовых месторождений

тема: Источники и качество закачиваемой воды в системе поддержания пластового давления

обучающемся заочного отделения специальности 21.02.01 курса 3 группы з1РЭ82

Мищенко Сергею Анатольевичу

Содержание

Введение

1. Технико-технологический раздел

1.1 Источники и технологические схемы водоснабжения системы ППД

1.2 Требования, предъявляемые к нагнетаемой воде

1.3 Подготовка и контроль качества воды, нагнетаемой в пласт

1.4 Современные схемы очистки нагнетаемой воды

2. Расчётно-практический раздел

2.1 Расчет пластового давления в нефтяной и газовой скважинах

2.2 Расчет приемистости нагнетательной скважины

Заключение

Список литературы

Определения, обозначения и сокращения

БКНС - блочная кустовая насосная станция;

ВРБ - водораспределительный блок;

ВНФ - водонефтяной фактор;

ГНУ - горизонтальная насосная установка;

ГС - горизонтальная скважина;

ДНС - дожимная насосная станция;

ЗЦВ - замкнутый цикл вентиляции электродвигателя;

КИП - контрольно-измерительная система;

КИН - коэффициент извлечения нефти;

КПД - коэффициент полезного действия;

КВЧ - количество взвешенных частиц;

КТП - комплектная трансформаторная подстанция;

КРС - капитальный ремонт скважины;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

НА - насосный агрегат;

ОНП - остаточные нефтепродукты;

ОПЗ - обработка призабойной зоны;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ППД - поддержание пластового давления;

ПЛА - план ликвидации аварий;

ППР - планово-предупредительный ремонт;

ПРС - подземный ремонт скважин;

РУ - распределительное устройство;

РЦВ - разомкнуты цикл вентиляции электродвигателя;

СИЗ - средство индивидуальной защиты;

СДЯВ - сильнодействующие ядовитые вещества;

УПСВ - установка предварительного сброса воды;

ЦНС - центробежный насос секционный;

ЦППН - цех по поддержанию пластового давления;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ЧС - чрезвычайная ситуация.

Введение

Нефтяная компания, разрабатывающая месторождение, прежде должна ставить перед собой задачи по проектированию разработке и внедрению системы поддержания пластового давления. Особенно большое внимание надо уделять очередности запуска добывающих и нагнетательных скважин, внедрению системы ППД на начальных стадиях разработки месторождения. В целом по России из общего фонда скважин, на которых добыча нефти ведется механизированным способом, основной объем нефти добывается с помощью электроцентробежных насосов.

В любой нефтяной компании основные задачи это - количество добытой нефти и минимальные затраты на ее добычу, но необходимо не забывать о таком понятии, как коэффициент извлечения нефти. Одним из наиболее эффективных методов повышения КИН (коэффициент извлечения нефти) является своевременное внедрение системы ППД. Чтобы добиться максимально-положительного результата по поддержанию проектного уровня закачки необходимо, при эксплуатации нагнетательных скважин периодически проводить мероприятия по выравнивания профиля притока, проводить ППР подземного оборудования, уделить особое внимание к системе подготовки воды для закачки в пласт. В процессе эксплуатации вести мониторинг и анализ эффективности внедренной системы ППД.

1. Технико-технологический раздел

1.1 Источники и технологические схемы водоснабжения системы ППД

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки. На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак - каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г / л. Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

1.2 Требования, предъявляемые к нагнетаемой воде

Для закачки в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления и повышения нефтегазоотдачи используют индивидуальные среды, растворы различных веществ, композиции веществ, представляющие собой побочную продукцию или отходы крупнотоннажных процессов нефтедобычи, нефтехимии или иных производств, а также некоторые другие жидкости.

Все нагнетаемые в пласт технологические среды делятся на две крупные группы, характеризующиеся сменой фазового состояния при изменении термобарических условий транспортировки и закачки.

Технологически стабильные среды (ТСС) при любых условиях сохраняют однофазность, включая не режимные состояния (отказ, остановка, заполнение и т.д.).

Технологически нестабильные среды (ТНС) в процессе их перемещения от источника до пласта могут менять свое фазовое состояние.

Пример: диоксид углерода СО2 на пути от источника до устья скважины может находится в газообразном состоянии, а в полости НКТ и в призабойной зоне пласта будет проходить процесс конденсации и переход в полностью жидкое состояние.

Среди ТСС наибольшее применение находят:

- пресная или минерализованная вода поверхностных или подземных источников (речная, морская, озерная, пластовая), условно относимая к первичной воде;

- сточная пластовая вода (вода, отделенная от нефти и повторно закачиваемая в пласт повторная);

- растворы полимеров в первичной или повторной воде;

- растворы поверхностно-активных веществ в первичной или повторной воде;

- растворы иных веществ в воде.

Группа ТСС обладает различной физико-химической стабильностью, обусловленной влиянием термобарических и механических условий. Под воздействием внешних факторов вязкость полимерных растворов часто снижается. Они теряют свою основную технологическую способность повышать коэффициент охвата пласта n _охв.

Техника и технология применения систем ппд путем заводнения.

Конец формы

В настоящий момент в системе добычи нефти и газа для осуществления ППД используют различные технологические жидкости (ТЖ), которые помимо закачки в пласт широко применяются для следующих целей:

1) повышения нефтегазоотдачи (ПНГО);

2) проведения подземного ремонта скважин (ПРС);

3) капитального ремонта скважин (КРС);

4) обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью интенсификации притока (ИП) и ограничения водопритока (ОВП);

5) удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО);

6) разрушения отложений минеральных примесей (МП).

При всем многообразии областей применения ТЖ основным направлением является использование технологических сред для ППД и ПНГО. Эта сфера занимает первое место по объему используемой технологической жидкости. Ее доля среди общего объема технологической жидкости, используемой на нефтяных месторождениях, может быть оценена в 85 95 %. Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых замедление темпов ее падения.

Подготовка и закачка ТЖ в пласт для целей поддержания пластового давления (ППД) и повышения нефтеизвлечения (ПНИ) формируют крупную подотрасль в нефтегазовой отрасли. Объемы закачки ТЖ в несколько раз превышают объемы добычи нефти.

Анализ современной ситуации в нефтегазодобывающих объединениях показывает, что в условиях ограниченных поставок оборудования, труб и химических реагентов наиболее актуальным на сегодняшний день является вопрос ограничения закачки и отбора воды без ущерба для добычи. При решении этого вопроса главенствующее положение занимают затраты на подготовку и закачку ТЖ, включая смежные затраты во всей системе добычи, с другой технологический и экономический эффект.

Исходя из вышеизложенного, первая проблема разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.

1. Применение для закачки в пласт горячей воды и водяного пара.

2. Загущение воды полимерными добавками и другими веществами.

3. Использование влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Вторая проблема заводнения - связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов и малых значения х параметра m 0. Главной причиной невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в не смешиваемости нефти и воды.

Решить эту проблему можно несколькими путями:

1) обеспечить смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом;

2) применением высокотемпературного воздействия на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья проблема - возникла в результате анализа и обобщения опыта разработки на многих нефтяных месторождениях - обеспечение более полного охвата пластов процессом заводнения. По многим причинам отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду, следовательно, из них не вытесняется нефть; обводнение отдельных скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон (рис. 1).

Решение проблемы охвата пластов:

Рис. 1 Схема вертикального разреза участка пласта с несколькими пропластками.



Рис. 2 Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков, разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин.

1) путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин;

2) повышения давлений нагнетания;

3) методами регулирования разработки;

4) выбором наиболее подходящей системы разработки.

Исходя из вышеизложенного, первая проблема разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.

1.3 Подготовка и контроль качества воды, нагнетаемой в пласт

Новая технология подготовки воды для поддержания пластового давления основана на использовании явления образования кристаллов гидрата метановым газом с последующим разложением на чистую воду и газ по безотходному тепловому балансу. Схема устройства приведена на рис. Процесс образования гидратов сопровождается выделением тепла, а их разложение - его поглощением. При этом в гидрат превращается только кристально чистая вода, а соли и механические примеси осаждаются в нижней части горизонтального сепаратора.

Совмещение области образования гидрата с местом его разложения упрощает технологию очистки воды и обеспечивает при этом минимальное теплопотребление.

Для образования и разложения гидратов применяют известные устройства: горизонтальный и вертикальный сепараторы, виброситовый разделитель, эжекторный гидратообразователь. Обвязку их производят по технологии получения и разложения гидратов с использованием тепла, выделяемого при их образовании смотри рис. 3

Рис. 3 Схема установки для подготовки воды; 1 - патрубок для соленой воды; 2 - газопровод; 3 - каплеуловитель; 4 - вертикальный сепаратор; 5 - водораздел; 6 - горизонтальный сепаратор; 7 - патрубк; 8 - виброситовой разделитель; 9 - водораздел; 10, 11 - патрубки; 12 - гидратообразователь; 13 - патрубок; 14 - газовый патрубок

Технология подготовки воды заключается в следующем:

Соленая вода с механическими примесями подается на вход патрубка 1, газ поступает на вход патрубка 14. Вода с большим давлением приобретает скоростной напор в эжекторном сужении патрубка 1 и подсасывает газ из патрубка 14. Далее они в режиме перемещения поступают в камеру гидратообразования 12. Так как вода и газ подаются в него при температуре и давлении, соответствующих условиям гидратообразования, пузырьки газа в потоке воды переходят в кристаллы гидрата за 1-5 с. Движение воды с центра, газа по краям и определенная длина конуса исключают образование гидратов на внутренней поверхности камеры.

По патрубкам 11 водогидратная пульпа направляется в виброситовый разделитель 8 для отделения твердых гидратов от остаточной сбрасываемой по патрубкам 10 воды, кристаллы гидрата возвращаются в горизонтальный сепаратор 6 по патрубкам 7.

Так как в процессе гидратообразования внутренняя поверхность гидрато-образователя 12 постоянно нагревается в результате выделения тепла, гидраты в теплой воде разлагаются на газ и чистую воду. Последняя отправляется потребителю по патрубку 13, газ поступает в вертикальный сепаратор 4 и через каплеуловитель 3 направляется для повторного использования по газопроводу 2. Водораздел 5, 9 внутри обоих сепараторов поддерживают на оптимальной высоте с помощью поплавкового регулятора, как это принято во всех сосудах подобного типа.

Вода, подготовленная по данной технологии, кристально чистая и может использоваться не только для поддержания пластового давления в низкопроницаемых пластах, но и для питья и технических нужд в поселковых объектах.

1.4 Современные схемы очистки нагнетаемой воды

Различные технологические жидкости нагнетаются в пласт посредством одинакового оборудования. Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, водоводы, нагнетательные скважины.

Водоочистная станция.

Это комплекс оборудования по очистке сточных и поверхностных вод, предназначенных для искусственного заводнения нефтяных пластов. Входит в промысловую водораспределительную систему. Она включает: насосные станции, дозатор, смеситель, осветлитель (отстойник), резервуар чистой воды, водоводы и др. оборудование (рис. 4).

Рис. 4 Схема типовой водоочистной станции. 1 - водовод; 2 - дозатор; 3 - смеситель; 4 - водоотстойник; 5 - фильтр; 6 - резервуар чистой воды; 7 - насосная станция второго подъема; 8 - насос для промывки фильтров; 9 - магистральный водовод; 10 - стояк для сброса и лоток для слива грязной воды.

Вода (речная, озерная) нагнетается насосами станции первого подъема в смеситель, в который из дозатора подается необходимое количество коагулянта, способствующего осаждению взвешенных в воде частиц. Обработанная коагулянтом вода самотеком поступает в осветлители, а затем на песчаные фильтры, где окончательно очищается от примесей. Для удаления из фильтра осевших частиц его промывают чистой водой, подаваемой снизу-вверх. При наличии в водах соединений железа, водонерастворимых солей и нефти в водоочистную станцию вводят различное оборудование и подвергают воду дополнительной обработке химическими реагентами и другими средствами (ингибиторы коррозии вводят в воду на кустовых насосных станциях).

На станции этого типа, вода содержащая механические примеси и капельки нефти подается в специальный резервуар, откуда в виде капель попадает в слой нефти. В последнем задерживаются частицы нефти, а капли воды с механическими примесями за счет разности плотностей осаждаются в дренаж. Уровни воды и нефти в резервуаре постоянно регулируются. Очищенная вода самотеком перетекает в резервуар-флотатор, в который подается сжатый газ. Во флотационной камере пузырьки газа, захватывая механические примеси, поднимаются в верхнюю часть резервуара, откуда последние удаляются в виде пены. Очищенная вода подается на КНС.

Рис. 5 Схема водоочистной станции с гидрофобным фильтром и флотатором: 1 - сборный коллектор; 2 - резервуар; 3,4 - распределительные емкость и лучи; 5 - слой нефти; 6 - регулятор уровней воды и нефти; 7 - коллектор; 8 - флотационная камера; 9,10 - трубопроводы удаления примесей и подачи

Очищенная вода скапливается в подземных резервуарах, откуда насосами станции второго подъема перекачивается по магистральному водоводу на кустовые насосные станции водораспределительной системы месторождения. Недостатком такой водоочистной станции является контакт поверхностной воды с кислородом воздуха, усиливающего коррозионное разрушение труб и оборудования при закачке воды в нефтяные горизонты. С начала 70-х годов была внедрена более эффективная схема водоочистной станции, обеспечивающая изоляцию вод от воздействия внешней воздушной среды (рис. 5).

Водораспределительная система

Различные технологические жидкости нагнетаются в пласт посредством одинакового оборудования. Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, водоводы, нагнетательные скважины.

В состав водораспределительной системы входит комплекс трубопроводов, насосного и др. специального оборудования нефтяных промыслов для подачи воды к нагнетательным скважинам. Водораспределительные системы бывают нескольких типов (рис. 6).

Рис. 6 Кольцевая (а) и лучевая (б) водораспределительные системы1 - водоочистная станция; 2 - магистральный водовод; 3 - водовод высокого давления; 4 - нагнетательная линия; 5 - колодец; 6 - нагнетательные скважины; 7 - подводящие водоводы; 8 - подземные резервуары чистой воды; 9 - кустовая насосная станция; 10 - перемычка.

Кольцевые водораспределительные системы строят на значительных по площади месторождениях (круглой или овальной формы). Они отличаются наиболее высокой надежностью ввиду наличия специальных перемычек, позволяющих оперативно исключать из схемы аварийные участки.

В комплекс сооружений водораспределительной системы входят:

1. водоочистная станция;

2. магистральные и подводящие водоводы;

3. подземные резервуары чистой воды;

4. кустовые насосные станции;

5. железобетонные распределительные колодцы;

6. водоводы высокого давления;

7. нагнетательные линии и скважины.

Магистральные водоводы обычно диаметром 800 - 1200 мм рассчитываются на давление 3 МПа. Диаметр водоводов высокого давления 100-150 мм, максимальное рабочее давление - до 25 МПа, пропускная способность до 2000 м³/сут. К трубопроводам такого типа подключают одну (при диаметре = 100 мм) или две (по 150 мм.) нагнетательные скважины. Все водоводы системы заводнения выполняются из цельно натянутых бесшовных стальных труб.

Одна кустовая насосная станция обеспечивает водой до 10 нагнетательных скважин, работает на полном автоматическом режиме. Для предотвращения коррозионного оборудования, особенно при закачке сточных вод, на кустовых насосных станциях устанавливают дозировочные насосы подачи ингибиторов коррозии в водоводы высокого давления.

Насосные станции и установки для закачки воды

Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся в основном на центробежных поршневых насосных агрегатов (рис. 7).

К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин. Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции(БКНС) на базе центробежных насосов ЦНС-180 и ЦНС-500.

Рис. 7. Установки погружного центробежного электронасоса: а - для подачи пластовых вод: 1 - погружной электродвигатель; 2 - погружной насос; 3 - оборудование устья скважины; 4 - силовой кабель; 5 - комплексное оборудование; 6 - трансформатор; б - для закачки воды: 1 - шурф; 2 - разводящий водовод; 3 - электронасосный погружной аппарат; 4 - контрольно-измерительные приборы; 5 - нагнетательный водовод; 6 - комплексное устройство; 7 - трансформатор.

Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых в зависимости от числа ступеней, насосный блок включает также электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), маслоустановку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.

В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний). Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия. Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия - обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403. Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков.

Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.

Помимо блочных кустовых насосных станций в системах ППД нефтегазодобывающих управлений находят определенное применение кустовые насосные станции на базе насосов других типов. Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью подачи.

Водораспределительные пункты

Водораспределительные пункты (ВПР) по своему техническому оснащению идентичны блоку напорной гребёнки; к дополнительным элементам относятся оборудование для отопления ВРП, приборы КИПиА. В отличие от блока напорной гребёнки ВРП размещается на значительном удалении от БКНС, как бы приближается к зоне концентрированного расположения группы нагнетательных скважин. В этом случае достигается наибольшая экономия протяжённости высоконапорных трубопроводов. Но и при обычном расположении нагнетательных скважин строительство ВРП обеспечивает снижение металлоёмкости, особенно при большом числе скважин, подключенных к одной КНС. Другими словами, ВРП целесообразно сооружать в условиях относительно не высокой приёмистости отдельных нагнетательных скважин.

Обычно к ВРП подключаются четыре-шесть нагнетательных скважин. В помещении ВРП (6х6 м; или 6х9 м) размещаются отключающие задвижки и диафрагмы с дифманометрами для замера расхода технологической жидкости, закачиваемой в каждую нагнетательную скважину.

Помещение ВРП, которое относится к классу взрывоопасности В-16, оборудуется вытяжной вентиляцией для проветривания помещения перед входом обслуживающего персонала. Электрические печи обеспечивают в зимнее время температуру воздуха внутри помещения не ниже 50 С.

Нагнетательные трубопроводы

Трубопроводы, соединяющие кустовые насосные станции с водораспределительными пунктами и нагнетательными скважинами, обычно сооружают из бесшовных стальных труб:

- горячекатаных по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8732-78;

- холоднотянутых по ГОСТ 8733-87 и ГОСТ 8734-75.

Применяются также бесшовные стальные трубы с различными защитными покрытиями внутренней поверхности.

Оборудование нагнетательных скважин

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление (рис. 8). Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа.

Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ, нейтральная (буферная) жидкость через отросток крестовика в затрубное пространство.

Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ.

Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется задвижкой или регулятором расхода, например, типа 1УР-50 с условным диаметром 50 мм, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м³/сут при рабочем давлении до 21 МПа.

Расход измеряют расходомерами различных типов. Например, расходомер конструкции института Гипротюменнефтегаз включает в себя датчик шарикового типа марки РШ-4 и интегратор расхода ИРЖ-1 или ИРЖ-2.

Рис. 8 Арматура нагнетательная АНК 1: 1 - быстро сборное соединение; 2 - вентиль с манометром; 3 - задвижка; 4 - тройник; 5 - обратный клапан; 6 -фланец; 7 - трубная обвязка.

2. Расчётно-практический раздел

2.1 Расчет пластового давления в нефтяной и газовой скважинах

Под пластовым давлением будем понимать давление на забое остановленной на определенный срок времени скважины. Методы расчета пластового давления различны для различных категорий скважин по обводненности и базируются на использовании ряда показателей скважин, получаемых в процессе ее эксплуатации.

По обводненности скважины делятся на безводные и обводненные. К безводным будем относить только те скважины, в продукции которых полностью отсутствует вода и скважины при проведении подземного ремонта не были заглушены водой ( или вся вода глушения вытеснена на поверхность).

К обводненным будем относить все скважины, в продукции которых содержится вода при стационарном режиме их работы независимо от места рассмотрения продукции (на поверхности, в подъемнике, в интервале «забой-прием»). Таким образом, скважину, в продукции которой на поверхности вода отсутствует, но которая была заглушена водой и в интервале «забой - прием» имеется вода при стационарной ее работе, будем считать обводненной.

Для безводной скважины пластовое давление р_пл рассчитывают по формуле:

р_пл = h_н р_н g 10^-6

где h_н - высота столба нефти в скважине, отсчитываемая от забоя скважины, м; р_н - средняя плотность нефти в остановленной скважине, кг/м³.

Высота столба нефти

h_п = L_c - H_ст

где L_c - высота скважины, м; H_ст - статический уровень жидкости, м.

Если при остановке на скважине давление на устье больше атмосферного, то пластовое давление:

р_пл = L_c р_н g 10^-6 + р_у

где р_у - давление на устье остановленной скважины, МПа.

Среднюю плотность нефти можно рассчитывать, принимая линейный закон ее распределения в функции давления:

р_н =( р_нп + р_нд)/2 .

В обводненной скважине, которая не глушилась водой (или другой жидкостью глушения) при эксплуатации, возможны следующие условия: вся вода, поступающая из пласта с продукцией, выносится на дневную поверхность и не накапливается в интервале «забой - прием»; поступающая из пласта вода с нефтью частично выносится на дневную поверхность, а частично накапливается в интервале «забой - прием».

Условия полного выноса накопленной в интервале «забой - прием» воды, поступающей с продукцией из пласта следующие:

Re_н > Re_ипр = 1600 или Re_н < Re_ипр = 1600,

= / + )

где Re_н - приведенное число Рейнольдса по нефти; Re_ипр - предельное приведенное число Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором вся вода, поступающая из пласта, выносится с интервала «забой - прием» (накопление воды в этом интервале при эксплуатации скважины не происходит); Н_сп - глубина спуска подъемника или насоса, м; d_вн - внутренний диаметр НКТ, м.

Приведенное число Рейнольдса по нефти

Re_н = 1,274 Q_нд b_н /(86400 D_эк х_н )

где Q_нд - дебит скважины по дегазированной нефти, м³ /сут, b_н - объемный коэффициент нефти; х_н - кинематическая вязкость нефти в пластовых условиях, м² /с.

При соблюдении условий плотность водонефтяной смеси с'_вн в интервале «забой - прием» рассчитывают по формуле

с'_вн = с_н + (с_в - с_н ) В

где с_в - плотность воды, кг/м³; В - обводненность продукции. В данном случае пластовое давление

=

где Н_дин - динамический уровень в скважине, м.

Условие неполного выноса накопленной в интервале «забой - прием» воды следующее:

Re_н < Re_ипр = 1600 (21)

= / + ).

В условиях неполного выноса поступающей из пласта воды (вода накапливается в интервале «забой - прием») плотность водонефтяной смеси

 = (

где с'_вн - плотность водонефтяной смеси при условии полного выноса воды, рассчитываемая по 19, кг/м³ .

Если скважина в процессе эксплуатации дает безводную продукцию, но при текущем ремонте она была заглушена водой, то возможны также два условия: в процессе эксплуатации происходит полный вынос воды глушения; в процессе эксплуатации воды глушения частично остается в интервале «забой - прием».

Условия полного выноса вода глушения следующие:

Re_н > Re_ипр = 850

или

Re_н < Re_ипр = 850,

где Н'_сп - глубина спуска подъемника (насоса), при которой возможен полный вынос воды.

При соблюдении условий пластовое давление определяется по формуле

Условия неполного выноса вода глушения следующие:

Re_н < Re_ипр = 850

При соблюдении условий плотность водонефтяной смеси в интервале «забой - прием».

с_вн = с_в - ц_н (с_в - с_рн )

где с_в - плотность воды глушения, кг/ м³; с_рн - плотность пластовой нефти, кг/ м³; ц_н - истинное нефтесодержание в интервале «забой - прием».

Истинное нефтесодержание зависит от Re_н и может быть рассчитано по следующим формулам:

при 0 ? Re_н ? 400 ц_н = 0,0024 Re_н ;

при 400 ? Re_н ? 850 ц_н = 0,915 +10^-4 Re_н .

При соблюдении условия пластовое давление

=

2.2 Расчет приемистости нагнетательной скважины

Для проведения процесса поддержания пластового давления необходимо, чтобы количество закачиваемого в пласт рабочего агента было не менее извлекаемого объема. Часто стремятся закачать несколько больше извлекаемого объема. Если принять коэффициент избытка К=1,2, то

V_зак=1,2V, м³

V_зак - количество закачиваемого рабочего агента, м³/сут

V- объем, извлекаемый из пласта, который представляет собой сумму объемов, извлекаемых из пласта нефти, газа и воды. Эти объемы должны быть приведены к пластовым условиям, м³.

Q_н - объем, извлекаемый из пласта нефти, приведенный к условиям пласта, м³

V_пл - объем свободного газа в пластовых условиях, м³

Q_в, - объем воды, м³

Объем нефти приводится к условиям пласта по формуле:

где Q_н - количество нефти, кг/сут, замеренное на поверхности;

b_н - объемный коэффициент нефти;

р - плотность нефти, кг/м³;

Объем, занимаемый свободным газом в пластовых условиях, определяется формулой

Где Z - коэффициент сжимаемости;

V_св - объем свободного газа в пласте приведенный к атмосферным условиям, м³;

Р_о - атмосферное давление, = 0,1 · 10⁶ Па;

Р - пластовое давление, Па;

Т_пл - абсолютная температура пласта, °К;

Т_в - абсолютная температура на поверхности 273 °К;

Объем свободного газа в пласте, приведенный к атмосферным условиям, определяется формулой:

где V_г - дебит газа, замеренной на поверхности, м³ ;

б - коэффициент растворимости газа в нефти, м³ /м³•Па;

Q_н - количество нефти замеренное на поверхности, кг/ м³ ;

Для определения приемистости нагнетательных скважин составит:

(перевести м³/сут)

Где р= 3,14

k - проницаемость пласта, м,

h - мощность пласта, м;

?P - депрессия, Па;

ц - коэффициент совершенства скважины;

м - вязкость воды, Па с;

R_k - половина расстояния между нагнетательными скважинами, м;

r_c - радиус скважины, м

Определение количества нагнетательных скважин получается, как частное от деления общего количества нагнетаемого рабочего агента на приемистость отдельной скважины

На выгоднейшее давление нагнетания при законтурном заводнении может быть определено по формуле проф. Крылова А.П.

Где - стоимость нагнетания скважин, руб.

з - КПД насосных установок;

k_n - коэффициент приемистости, м³/сут Па

t - продолжительность работы нагнетания скважин, сут

W - количество электроэнергии для закачивания 1 м³ воды при повышении давления на 0,1 МПа, кВт ч;

с_В - стоимость 1 кВт ч электроэнергии, руб.

пластовое давление вода скважина

Заключение

В результате проведения анализа была изучена система поддержания пластового давления.

Дана классификация методов заводнения, учитывающая размещение скважин, форму ячейки систем заводнения, принципы и критерии выбора местоположения нагнетательных скважин.

На основании проведенных вычислений по сравнительной эффективности регулярных систем заводнения, можно сделать следующие выводы:

- сопоставление систем заводнения с близкой интенсивностью показывает, что обеспечиваемая ими степень нефтеизвлечения и ВНФ отличаются друг от друга незначительно. По темпам отбора более предпочтительны рассредоточенные системы, а по конечному коэффициенту нефтеизвлечения, отборам жидкости и закачке воды - рядные системы заводнения; на динамику технологических показателей разработки систем заводнения при прочих равных условиях существенно влияет величина соотношения вязкости нефти и воды и степень неоднородности по коллекторским; свойствам. С увеличением вязкости нефти и показателя неоднородности увеличиваются сроки разработки, ВНФ, уменьшаются коэффициенты нефтеизвлечения как за безводный период, так и за весь срок разработки;

- наибольшие значения начального дебита скважин, следовательно, темпы отбора, на всем интервале соотношения вязкостей нефти и воды и показателя неоднородности - соответствуют пятиточечным и однорядным системам заводнения, а наибольшие значения коэффициента нефтеизвлечения и минимальные ВНФ достигаются при менее интенсивных системах заводнения;

- с увеличением соотношения количества добывающих и нагнетательных скважин конечные коэффициенты нефтеизвлечения закономерно увеличиваются, а дебиты скважин уменьшаются.

С целью повышения энергоэффективности и снижение эксплуатационных затрат, проведен сравнительный анализ центробежных и плунжерных насосов отечественного производства, используемых для системы поддержания пластового давления.

В ходе работы было предложена технология по повышению давления до необходимого значения перед кустом нагнетательных скважин. Результат данного анализа показал, что горизонтальная насосная установка является эффективным устройством как с экономической так и с технической точки зрения, так как простота в установке и ремонте, не требует больших вложений и территорий под застройку, а так же необходимые параметры для нагнетания рабочего агента в скважины поддержания пластового давления.

Эффективным, в плане экономии затрат, стало мероприятие по внедрению объемного насосного агрегата на площадке БКНС, что позволяет уменьшить затраты на эксплуатацию.

Список литературы

1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта[Текст]: учебник / Ш.К. Гиматудинов - Москва: Альянс, 2014.-311с.

2. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа [Текст]:учебник. / М.М. Иванова - Москва: Альянс, 2014.- 422с.

3. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений [Текст]: учеб. пособие./ Б.В. Покрепин - Ростов н/Д: Феникс, 2015. - 318с.

4. Попов И.П. Новые технологии в нефтегазовой геологии Тюмень: Тюм ГНГУ. 2013. - 320 с.

5. Санду С.Ф. Оператор по исследованию скважин / учебное пособие / Санду С.Ф. - Томск: Изд-во Томского политех. университета, 2015. - 120 с.

6. Новые технологии разработки нефтяных месторождений // федеральный портал "Российское образование".

7. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды // федеральный портал "Российское образование".

Размещено на Allbest.ru

...