Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Основная часть

Перечень основных работ и заданий, выполненных в процессе практики

Освоение скважин. Технологии вызова притока

Вызов притока из пласта в скважину

Вопросы по практике

1. Карта разработки залежи (пласта)

2. Объекты разработки и их характеристика

3. Коллекторские свойства продуктивных пластов

4. Физические свойства пластовой жидкости (нефть, газ, вода)

5. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)

6. Эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов

7. Результаты гидродинамических исследований пластов

8. Схема системы ППД

9. Схема БКНС

10. Технологический режим работы фонтанных скважин

11. Технологический режим работы газлифтных скважин

12. Технологический режим работы УСШН

13. Технологический режим работы УПЦЭН

14. Конструкция газопесочных якорей

15. Устройства для борьбы с отложениями парафина

16. Схема промывки песчаной пробки

17. Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

18. Схема установки обезвоживания нефти

19. Электродегидратор

20. Системы автоматизации нефтяных скважин

21. Схема групповой замерной установки

22. Автоматизация ДНС и сепарационных установок

23. Технические средства для оперативного учета добываемой продукции

24. Нефтепромысловые резервуары и их элементы

25. Обеспечение требований охраны труда при обслуживании установок подготовки нефти, газа и воды

26. Организация пожарной охраны на предприятии

27. Организация безопасности жизнедеятельности в организации

Заключение

Литература



Введение

нефтяной пласт скважина нефтеотдача

Свою учебную технологическую практику (далее практика), я проходил в ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ» ТПП «Севернефтегаз» на должности оператора технологических установок 5-го разряда на Южно-Хыльчуюском месторождении, данная практика была пройдена с 27.06.2022 по 09.07.2022.

Целью учебной технологической практики является закрепление и углубление теоретической подготовки студента, получение практических навыков и умений по обоснованию организационно-технических, технологических, экономических мероприятий; оперативных, организационно - управленческих и научно-исследовательских решений в организациях нефтегазового профиля. Учебная практика способствует комплексному формированию компетенций у студента, а также приобретению практических профессионально-ориентированных навыков самостоятельной работы по соответствующему направлению подготовки бакалавра.

Задачами технологической учебной практики являются:

- закрепление теоретических знаний, полученных при изучении базовых дисциплин;

- освоение приемов и методов восприятия, обобщения и анализа информации в области профессиональной деятельности;

- изучение основных практических навыков в будущей профессиональной деятельности;

- ознакомление с технологическими процессами добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше; - освоение вопросов охраны труда, промышленной и экологической безопасности в процессе добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше



Основная часть

Схема размещения месторождения Южное Хыльчую

ЛУКОЙЛ-Коми -- крупнейший недропользователь Северо-Западного федерального округа России. Предприятие зарегистрировано в 2001 году, является 100% дочерним обществом ПАО «ЛУКОЙЛ».

Организация работает в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и занимается геологическим изучением, разведкой, поиском и добычей углеводородного сырья, реализацией нефти, газа, продукции газопереработки, а также транспортировкой нефти и газа. По добыче ЛУКОЙЛ-Коми занимает 2 место среди дочерних обществ ПАО «ЛУКОЙЛ». Общая численность сотрудников -- более 7,1 тысячи человек.

Уровень добычи нефти в 2021 году составил более 14,2 тыс.тонн, что в 3,6 раза больше, чем в начале работы Компании в регионе.

Южно-Хыльчуюское газонефтяное месторождение находится на территории в северной части Тимано-Печерской провинции, в 120 км от г. Нарьян-Мар и приурочено к одноименной структуре в пределах Ярейюского вала на севере Колвинского мегавала. Открыто в 1981 г. Поисковой скважиной № 21. Климат района субарктический, с избыточным увлажнением. Зима продолжительная, суровая, с сильными ветрами и метелями. Лето относительно теплое, но короткое. Годовые колебания температуры изменяются от -46^о С до +30^о С.

Инфраструктура развита крайне слабо. Доставка грузов осуществляется в зимний период после промерзания тундры вездеходным гусеничным транспортом. Месторождение расположено за Полярным кругом в зоне распространения многолетнемерзлых пород.

Непосредственно на территории м/р населенных пунктов не имеется, коренное население не проживает.

Природно-климатические условия довольно сложные.

В геоморфологическом отношении рельеф местности на территории размещения полигона представляет собой всхолмленную озерно-болотистую равнину.

Гидрологические и геокриологические условия обусловлены развитием многолетнемерзлых пород прерывистого развития с таликами водно-теплового типа.

Перечень основных работ и заданий, выполненных в процессе практики

Получение инструктажа по прохождению практики на ЦПС «Южное Хыльчую». Прохождение инструктажа по соблюдению правил пожарной безопасности, санитарно-эпидемиологических правил, гигиенических нормативов.

· Получение вводного, первичного инструктажа, инструктажа по ПБ, Электробезопасности, изучение коллективного договора

· Изучение нормативных актов об охране труда и окружающей среды

· Изучение способов и методов борьбы с нефтегазовыми выбросами и осложнениями в скважинах

· Ознакомление со схемой сбора и транспортировке нефти, газа на нефтепромысле и обслуживаемом участке.

· Ознакомление со схемой сетей нефтесбора на участке и со схемами технологических установок.

· Ознакомление с технологическим оборудованием на ЦПС «Южное Хыльчую»: УППВ, РВС, ЗА и ЗРА, СППК.

· Инструктаж по ТБ при выполнении работ. Приобретение навыков по обслуживанию оборудования на ЦПС «Южное Хыльчую»

· Обход по линии трубопровода подготовки пластовой воды. Изучение схемы обвязки УППВ, изучение принципа работы УППВ.

· Изучение схемы обслуживания оборудования УППВ на ЦПС «Южное Хыльчую»

· Обход технологической установки УППВ с выполнением работ по обслуживанию аппаратов для подготовки пластовой воды SIVALLS.

· Участие в ремонтных работах на установке подготовки пластовой воды ЦПС «Южное Хыльчую»

· Участие в ремонтных работах на установке подготовки пластовой воды ЦПС «Южное Хыльчую»

· Участие в ремонтных работах на установке подготовки пластовой воды ЦПС «Южное Хыльчую»

· Участие в ремонтных работах различного характера на ЦПС «Южное Хыльчую»

Освоение скважин. Технологии вызова притока

Освоение скважины - это комплекс технологических работ по:

· вызову притока из пласта;

· восстановлению (при необходимости) проницаемости породы призабойной зоны пласта (ПЗП);

· установлению технологического режима эксплуатации скважины.

Освоение скважины - важный этап при подготовке её к эксплуатации. От вида и качества проведённых работ при освоении в значительной степени будет зависеть степень гидродинамической связи скважин с пластом, качественная и количественная характеристики профиля притока в скважину, длительность работы скважины без осложнений, надёжность функционирования конструкции забоя скважины, надёжность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно увязываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильтрационным и напряжённым состоянием призабойной зоны. Фильтрационное состояние призабойной зоны формируется в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, существенно изменяется при проведении подземных ремонтов скважин, постепенно изменяется в процессе обычной эксплуатации скважин.

Выбор технологии и техники освоения определяется, в основном, состоянием призабойной зоны, значением пластового давления, местоположением межфлюидальных разделов относительно интервала перфорации, назначением скважины, предполагаемым способом её эксплуатации. В свою очередь способ эксплуатации добывающих скважин также зависит от значения пластового давления.

Приступать к освоению скважины следует после спуска в неё колонны НКТ и другого необходимого оборудования, установки и соответствующей обвязки устьевой арматуры. Нижний конец (башмак) колонны НКТ в зависимости от конкретных условий может быть установлен в пределах интервала перфорации, а также выше или ниже последнего. Например, более тщательная промывка ствола скважины будет обеспечена, если башмак НКТ разместить в зумпфе скважины.

Устьевая арматура и её обвязка должны обеспечивать проведение промывки скважины, подключение компрессорных, насосных и других агрегатов, замер давления, температуры и расхода, отбор проб, спуск в скважину различных глубинных приборов, отделение газа от нефти и сжигание отделяемого газа, регулирование работы скважины, направление содержимого скважины в какие-либо ёмкости или в систему сбора и подготовки продукции скважин на промысле.

Конструктивные особенности устьевой арматуры определяются категорией, назначением и способом эксплуатации скважин.

После спуска в скважину необходимого оборудования, установки и обвязки устьевой арматуры можно приступать к освоению скважины. Вначале следует скважину тщательно промыть с максимально возможной интенсивностью, а затем приступить к вызову притока.

Вызов притока из пласта в скважину

Вызов притока - основная операция освоения эксплуатационных скважин. После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией столба жидкости или раствора. Это может быть чистая вода или специально приготовленный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ), или буровой раствор. Заполняющие скважину растворы (жидкости) должны быть инертны к металлу обсадной колонны и скважинного оборудования и не должны снижать проницаемость породы продуктивного пласта в околоскважинной зоне, поскольку период времени между перфорацией и освоением может исчисляться сутками, неделями или даже месяцами.

В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину.

Уменьшение давления на забое скважины может быть достигнуто двумя путями: или снижением плотности раствора, заполняющего скважину, или понижением уровня раствора в обсадной эксплуатационной колонне (уменьшением столба раствора).

Условия вызова притока из пласта существенно влияют как на успешность освоения, так и на дальнейший технологический режим эксплуатации, эффективность и надёжность работы скважины. Значение пластового давления, характер и степень снижения проницаемости породы ПЗП, состав и свойства продуктивных пород, степень сцементированности пород, степень неоднородности пласта, состав и свойства флюидов, наличие или отсутствие газовой шапки, подошвенных и посторонних высоконапорных вод, техническое состояние обсадной эксплуатационной колонны и цементного камня - вот те основные факторы, которые следует тщательно рассмотреть при решении вопроса о выборе способа и технологии вызова притока.

В промысловой практике нередко наблюдаются случаи, когда в процессе освоения скважин возникают серьёзные осложнения и даже аварийные ситуации. Такие наиболее распространённые осложнения, как деформация обсадной эксплуатационной колонны, нарушение целостности цементного камня за колонной, разрушение породы в призабойной зоне, прорыв подошвенных или посторонних (верхних или нижних) вод, открытое неуправляемое фонтанирование скважин, происходят главным образом потому, что технология освоения была выбрана без учёта состава и свойств породы - коллектора и насыщающих пласт флюидов, условий залегания нефти, газа и воды, отрицательных последствий условий первичного и вторичного вскрытия пласта и цементирования обсадной эксплуатационной колонны.

Вопросы по практике

1. Карта разработки залежи (пласта)

Карта накопленных отборов - карта, на которой на определённую дату в условных обозначениях по каждой скважине показаны суммарные (с начала разработки) объёмы отбора жидкости и нефти и нагнетания рабочего агента. По карте накопленных отборов можно сделать выводы по истории месторождения, следить за изменением системы разработки.

Карты текущего состояния разработки составляются недропользователями по каждому эксплуатационному объекту всех нефтяных и газонефтяных месторождений. По месторождениям, на которых закончено бурение основного фонда скважин, карты составляются дважды в год: по состоянию на 1 января и 1 июля; по месторождениям, находящимся в стадии разбуривания, карты составляются каждый квартал.

Карты текущего состояния разработки выполняются на основе карты начальных или текущих нефтенасыщенных толщин или карты начальных удельных балансовых запасов нефти.

В выбранных авторами масштабах, в виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка соответственно по каждой добывающей и нагнетательной скважине. Данные берутся из ежемесячных отчетов по добыче нефти и закачке воды. Все данные в поверхностных условиях: добыча жидкости в т/сут., закачка воды в м /сут. Масштаб диаграмм линейный и может быть различным для добычи жидкости и закачки воды. Выбранный масштаб обязательно приводится в условных обозначениях карты. Дебит нефти (в т/сут) и процент воды по малодебитным скважинам, которые невозможно изобразить круговой диаграммой в принятом масштабе, обозначаются цифрами под номером скважин. Обводненность продукции скважин (весовой процент воды) показывается в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Способ эксплуатации изображается штриховкой или раскраской круговых диаграмм. Для того, чтобы карта не была перегружена штриховкой, целесообразно наиболее распространенный способ эксплуатации показывать вообще без штриховки, остальные способы изображаются указанными выше знаками.

При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.

2. Объекты разработки и их характеристика

Нефть Южно-Хыльчуюского месторождения (табл. 1) отличается повышенным содержанием серы (0,6-0,8%), парафинов (3,7-4,6%) и смол (смол силикагелевых - 3,1-3,3%, асфальтенов - 0,5-0,6%). Сернистые соединения присутствуют в газовой и жидкостной фазе преимущественно в виде сероводорода, а также меркаптанов.

Нефть Южно-Хыльчуюского месторождения подлежит 100%-ному экспорту. При реализации нефти на международных рынках активность покупателей и стоимость продукции прямо пропорционально зависят от ее качества. Таким образом, была поставлена задача подбора оборудования и технологий, обеспечивающих высокие показатели подготавливаемой продукции. Осложняющим фактором при решении данной задачи являлось высокое содержание сернистых соединений. Нефти, содержащие сероводород и меркаптаны, покупатели берут неохотно и делают существенные ценовые скидки. Многие порты ограничивают заход танкеров с нефтью, содержащей сернистые соединения, так как легкие меркаптаны являются дурнопахнущими компонентами. К тому же не все нефтеперерабатывающие заводы имеют оборудование для очистки нефти от сернистых соединений.

ЦПС «Южное Хыльчую», входит в состав проекта 9957, разработанного ОАО «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ». При разработке объектов ЦПС «Южное Хыльчую» был учтен опыт, приобретенный специалистами на различных месторождениях Крайнего Севера РФ. При проектировании были учтены требования к надежности и безопасности производства, максимальной автоматизации технологических процессов, вследствие чего удалось минимизировать операционные расходы и максимально приблизиться к идее «безлюдной технологии ведения технологических процессов». Управление технологическим процессом осуществляется посредством разработанных алгоритмов, интегрированных в АСУТП. При разработке ЦПС были учтены высокоагрессивные свойства подготавливаемой продукции. Все емкостное оборудование покрыто внутренним антикоррозионным покрытием interline 850 и interline 399, трубопроводы выполнены в соответствующем материальном исполнении - марка стали 13ХФА.

3. Коллекторские свойства продуктивных пластов

Южно-Хыльчуюская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания размерами 13х1,0х1,5 км по изогипсе 2200 м с амплитудой 100 м. Она состоит из двух куполов, характеризуется ассиметричным строением: углы падения пород на западном крыле составляют 7…8°, на остальных 1…2°. Структура прослеживается от среднедевонских до юрских отложений. Геологический разрез Южно-Хыльчуюского месторождения представлен кайнозойскими, мезозойскими и палеозойскими породами. Платформенный чехол бурением изучен до верхнефранских отложений верхнего девона до глубины 3800 м.

Нефтегозоносность структуры связана с верхневизейско - нижнепермским и верхнепермским нефтегазоносными комплексами. В пределах месторождения выявлены и разведаны четыре залежи: залежь нефти в карбонатных отложениях ассельско - сакмарского яруса нижней Перми, залежь нефти с газовой шапкой в терригенных отложениях уфимского яруса верхней Перми. Промышленная залежь нефти приурочена к сводовой части и вскрыта на глубинах 2143-2264 м. Размеры залежи составляют 14х3х10 км, высота - 123-135 м. Залежь пластовая сводовая, литологически экранирована.

Продуктивные отложения представлены мелководными рифогенными и детритовыми известняками с пористостью от 10 до 30%. Пластовая нефть легкая, насыщена газом, имеет низкую вязкость, сернистая, парафинистая и смолянистая. Газовые залежи пластовые сводовые и массивные сводовые. Коллекторы представлены песчаниками, и реже алевролитами с пористостью от 17 до 24%. Месторождение по извлекаемым запасам нефти относится к крупным. Его промышленная эксплуатация начата в 2008г.

4. Физические свойства пластовой жидкости (нефть, газ, вода)

Карбонатная толща характеризуется значительной неоднородностью, различием структурно-генетических типов известняка, перемежающихся друг с другом.

Нефть - плотность 35,50 API и содержание серы 0,71% (для сравнения смесь Urals - 32,00 API, 1,3%).

Нефть

Верейский горизонт

Из анализа глубинных проб следует, что нефти верейского горизонта тяжёлые, высоковязкие, величина плотности нефти в пластовых условиях находится в пределах 0,8717 - 0,8874 г/см³ и в среднем составляет величину 0,8798 г/см³. Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 12,65 - 26,4 СП и в расчётах принималась 18,4 СП.

Среднее значение давления насыщения принято равным 89,9 атм. Нефти верейского горизонта слабо насыщены газом, газовый фактор составляет величину 18,8 м³/т.

По результатам анализа поверхностных проб нефти установлено: плотность нефти составляет 0,8963 г/см³; в нефтяных пробах верейского горизонта содержится 3,07% серы, количество селикогелевых смол колеблется в пределах 13,8 - 21% и составляет в среднем 15,6%. Содержание асфальтенов находится в пределах 1,7 - 8,5% (среднее значение 4,6%), а содержание парафина 2,64 - 4,8% (среднее 3,6%).

Башкирский ярус

Данные анализа показывают, что нефть башкирского яруса легче, чем нефти других пластов Мишкинского месторождения, плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8641 г/см³. Вязкость нефти ниже, чем по верейскому горизонту и определена в 10,3 сп. Давление насыщения по башкирскому ярусу следует принять равным 107 атм. Газовый фактор по пласту равен 24,7 м³/т. Результаты анализа показывают, что среднее значение плотности нефти составляет 0,8920 г/см³. Содержание серы в нефти башкирского яруса варьирует от 22,4 до 3,63% и в среднем равно 13,01%. Количество селикогелевых смол колеблется от 11,6% до 18,7% и в среднем составляет 14,47%. Содержание асфальтенов находится в пределах 3,6 - 6,4% (в среднем 4,51%), а содержание парафина 2,7 - 4,8% (среднее 3,97%).

Яснополянский надгоризонт

Нефть тульского горизонта тяжёлая, удельного веса 0,9 г/см³, высоковязкая 34,2 сп. Газовый фактор составляет 12,2 м³/т, давление насыщения нефти газом 101,5 атм., что обусловлено высоким содержанием азота в газе до 63,8 объёмных процентов.

Поверхностные пробы нефти яснополянского надгоризонта были отобраны из 8 скважин. Плотность нефти по результатам анализа поверхностных проб составляет величину 0,9045 г/см³. Содержание серы 3,35%, содержание асфальтенов 5,5%, содержание парафина 4,51%.

Турнейский ярус

Вязкость нефти в пластовых условиях составила 73,2 сп. Плотность нефти 0,9139 г/см³. Газовый фактор 7,0 м³/т. объёмный коэффициент 1,01. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см³. Увеличенное содержание селикогелевых смол 17,4 - 36,6% (среднее 22,6%). Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно.

Попутный газ

В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 93,54%, по яснополянскому надгоризонту - 67,2%, по башкирскому ярусу - 44,4%, по верейскому горизонту - 37,7%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.

По содержанию гелия в контурном газе яснополянского (0,042%) надгоризонта и черепетского яруса (0,071%) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится под сомнение. Содержание гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265% и 0,006%.

Пластовая вода

Верейский горизонт

Водообильность пластов верхней части верейского горизонта практически не изучена. Пластовые рассолы имеют плотность 1,181 г/см³, первую солёность - 70, содержат В - 781 мг/л, J - 14 мг/л и В₂О₂ - 69,4 мг/л. В составе водо-растворенного газа резко преобладает азот - 81 %, метан - 13 %, этан - 3,0 %, более тяжёлые- 0,3%.

Башкирский ярус

Воды башкирских отложений имеют близкий ионно-солевой состав и несколько меньшую минерализацию, и метаморфизацию, чем воды выше и нижележащих комплексов. Минерализация вод башкирских отложений не превышает 250-260 мг/л., Cl - Na/Mg не превышает 3,7; SO₄/Cl не превышает 0,28; содержание мг/л брома 587 - 606; J ч 10,6 - 12,7; B₂O₃ - 28-39; калия - 1100; стронция - 400; лития - 4,0.

Яснополянский надгоризонт

Для них характерна высокая минерализация, метаморфизация, отсутствие асфальтенов, высокие содержания брома и йода, не превышают 50 мг/л. Незначительные содержания сульфатов служит коррелятивом для отличия вод яснополянского комплекса от вод выше и нижележащих комплексов.

Средняя газонасыщенность пластовых вод яснополянских отложений 0,32 - 0,33 г/л. Состав газа азотный, содержание углеводородов около 3 - 3,5 %, аргона - 0,466 %, гелия - 0,069 %. Газ контактного дегазирования состоит из азота 63,8 %, метана 7,1 %, этана 7,9 %, пропана 12,1 %.

Турнейский ярус

Минерализация вод турнейского яруса равна 279,2 г/л; S - 68; SO₄/Cl - 100-0,32; В - 728 мг/л; J - 13 мг/л; В₂О₃ - 169 мг/л.

Вода отложений турнейского яруса резко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.

Воды турнейского яруса сильно минерализованы. Для них характерны высокие содержания кальция 19 %, эквивалентный коэффициент Cl-Na/Mg выше 3; SO₄/Cl - 100-0,12•0,25. Содержание брома 552-706 мг/л; йода 11-14 мг/л; NH₄ 79-89 мг/л; В₂О₃ 39-84 мг/л; калия 1100 мг/л; стронция 4300 мг/л.

Таблица 2

Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

Показатели	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Тульский горизонт	Турнейский ярус
Пластовое давление, МПа	12,0	10,0	12,9	14,0
Плотность нефти, г/см3	0,8798	0,8920	0,9	0,9139
Давление насыщения, кг/см2	89,1	107,0	101,5	96,5
Вязкость, СПЗ	18,4	10,3	34,2	73,2
Газовый фактор, м3/т	18,8	24,7	12,2	7,0
Коэффициент сжимаемости	9,1	8,0	5,3	6,0
Объёмный коэффициент	1,04	1,05	1,009	1,01
Сера,%	3,07	13,01	3,35	5,7
Селикагелевые смолы %	15,6	4,47	12,3	22,6
Асфальтены %	4,6	4,51	5,5	4,39
Парафины %	3,6	3,97	4,51	3,47

Таблица 3

Физико-химические свойства газа

Показатели	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Тульский горизонт	Турнейский ярус
Плотность газа, г/л	1,1	1,168	1,253	1,194
Содержание компонентов в %
CO2 + H2S	1,5	1,1	0,3	1,15
N	41,23	37,65	63,8	86,60
CH4	14,0	8,0	7,0	0,83
C2H6	14,1	12,9	7,9	2,83
C3H8	17,4	18,1	12,1	1,28
C4H10	2,9	5,2	2,5	1,44
C5H12	1,85	3,0	0,9	0,87

Таблица 4

Физико-химические свойства пластовых вод

Солевой состав	Общая минерализация мг/л	Плотность, г/см
Na+Ka	Md	Ca	Cl	SO4	HCO3
Воды Верейского горизонта
5406,8	2879,2	15839,5	1136,0	738,2	143,2	183714,5	1,088
Воды Башкирского яруса
7581,8	3721,0	16432,8	156010	111,1	24,4	251709,0	1,909
Воды Тульского горизонта
7935,7	4355,4	20169	17405,7	нет	24,4	274075,36	1,321
Воды Турнейского яруса
6867,1	4349,3	15960,0	14200,0	160,0	35,4	228294,90	1,178



5. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)

Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие по времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.

Добыча нефти - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект, в единицу времени, и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину. Характер изменения по времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объёма добываемого из скважины за единицу времени газа, приведённого к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, газа и воды. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель - накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определённый период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остаётся постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп разработки - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении как в период его освоения, так и в процесс регулирования.

Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в процентах / год.

Обводнённость продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от 0 до1. Характер изменения этого показателя зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях.

Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м3/т. Этот параметр, показывающий, сколько объёмов воды добыто на 1т полученной



6. Эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов

Согласно обобщенным данным при применении современных методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30-70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) - в среднем не выше 20-25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) - 25-35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.

Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.



Опыт применения МУН в мире

7. Результаты гидродинамических исследований пластов

Гидродинамические исследования скважин основаны на измерении давления, дебита и отслеживании их изменения во времени. В результате гидродинамических исследований определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, величины забойных и пластовых давлений, коэффициентов продуктивности, устанавливаются связи между скважинами по пласту и между пластами. Исследования, как правило, имеют действенную силу, когда их выполняют систематически, а результаты обрабатывают по методикам, наиболее соответствующим процессам в реальном пласте.

Все существующие промысловые ГД методы исследования скважин можно подразделить на три большие группы.

К первой группе относятся методы исследования скважин при установившемся режиме их эксплуатации.

Вторая группа включает в себя методы исследования при неустановившемся режиме работы скважин, известные в нефтепромысловой практике под общим названием исследования скважин по кривым восстановления давления (уровня).

Третья группа включает методы исследования пластов повзаимодействию скважин (гидропрослушивание)] при однократном возмущении. В тех случаях, когда возмущение в скважине создается многократно и гармонически, этот метод получил название метода фильтрационных гармонических волн давления.

В результате проведения гидродинамических исследований тем или иным методом определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, а именно:

гидропроводность

комплексный параметр

коэффициент продуктивности

Коэффициент продуктивности показывает, какое количество жидкости В сутки добывается из скважины при снижении на ее забое давления на 1 ат. При проведении комбинированных исследований и применении специальных методик обработки результатов исследований можно определить скин-эффект.

Область применения гидродинамических моделей для различных типов коллекторов

Достоверность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта по результатам гидродинамических исследований скважин зависит от ряда факторов. Среди них особо выделим следующие: правильный выбор гидродинамической модели и, соответственно, методики интерпретации результатов; определение области применения той или иной методики; источники возможных погрешностей, для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта в промысловых условиях наиболее часто используются кривые восстановления давления (КВД), обработка которых производится с использованием различных методик. Так, для терригенных коллекторов применяют методы, учитывающие приток жидкости - методы УкрНИГРИ, Щелкачева; с учетом совершенства скважины - Минеева, Хорнера. для оценки параметров карбонатных коллекторов с двойной пористостью чаще всего используются методы Уоррена-Рута, Полларда, Грингартена, Котяхова.

Очевидно, что каждый из упомянутых методов по своему реагирует на неоднородность и отличается от других какими-то свойственными только ему признаками, имеет свои определенные допущения и области применения.

Критерием применимости методов обработки КВД с учетом или без учета притока является условие:

где П - заданная погрешность.

Обработку КВД по моделям без учета притока с точностью до 1 % можно проводить при условии

При q*t >> q(t) погрешность в параметрах, получаемых при обработке КВД без учета притока, незначительна. Данное условие справедливо для монотонного характера изменения притока.

При интерпретации результатов без учета притока применяются методики ВНИИ, Хорн ера и Минеева. Указанные методики исходят из условия мгновенного прекращения притока в скважину.

Это условие хорошо выполняется, когда мы имеем дело со скважиной, заполненной негазированной жидкостью. В остальных случаях продолжающийся приток жидкости может исказить получаемую кривую. При большой длительности исследования, когда приток в скважину становится незначительным, фактическая КВД асимптотически приближается к прямой, которая получалась бы при мгновенном закрытии скважины. В результате может быть значительно занижена проницаемость и завышено совершенство скважины, так как пологие участки кривых, которые могут быть ошибочно приняты за искомую асимптоту, имеют всегда большой наклон и лежат ниже нее. По ряду скважин приведенные радиусы оказались весьма большими, что говорит об ошибках в интерпретации КВД. для правильной расшифровки КВД указанными методами необходимо использовать поздний участок, т.е., исследования всегда должны быть более продолжительными.

В методике Минеева совместно решаются уравнения дебита при стационарном и нестационарном режимах фильтрации. Данная методика учитывает коэффициент совершенства скважины.

Дебит описывается уравнениями:

-при стационарном режиме фильтрации;

-при нестационарном режиме;

Принимается, что стационарный режим фильтрации является частным случаем нестационарного, при котором величина депрессии равна разности между пластовым и забойным давлениями.

Одним из недостатков данной методики Минеева является в известной мере произвольный выбор конечного прямолинейного участка в качестве касательной. В зависимости от наклона касательной, т.е., от выбора прямолинейного участка, получают различные значения гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности.

Интегральный метод Чарного-Умрихина сложен и требует значительных затрат времени при обработке КВД. Наиболее простыми и достаточно точными являются методики В.Н.Щелкачева, А.С.Кундина и УкрНИГРИ.

Методика В.Н.Щелкачева с учетом притока применяется для скважин с высокими и средними дебитами (выше 5 м3/сут). В данном методе использованы характеристики функции плоско-радиального потока.

Методика УкрНИГРИ применяется для' скважин с малыми дебитами - до 5 м3/сут. В основу метода УкрНИГРИ обработки КВД с учетом притока положен интегральный метод, разработанный Э.Б. Чекалюком для радиального неограниченного пласта с ограниченным радиусом скважины. В этой методике достигнуто значительное упрощение в вычислениях с сохранением достаточной точности в решениях.

Ряд методов интерпретации КВД учитывает предысторию работы скважины до остановки. Одним из них является метод Хорнера, базирующийся на решении основного уравнения для точечного источника и бесконечном пласте. Одиночная эксплуатационная скважина с дебитом q рассматривается как математический сток, мощность которого равна +h. Предполагается, что при остановке приток в скважину мгновенно прекращается.

Всилу принятых допущений описанным способом можно пользоваться на ранней стадии разработки, когда пробурено небольшое число скважин и из пласта отобрано еще немного нефти.

Вусовершенствованном методе Хорнера время непрерывной работы скважины до ее остановки Т предложено определять как отношение накопленной добычи с момента разработки скважины на дату исследования КВУ к среднему дебиту с начала разработки. Определенное таким образом Т имеет огромное значение. Проведенный нами анализ показал, что значения определяемых параметров пласта зависят от величины приведенного времени. На практике трудно определить правильно приведенное время, что является одним из недостатков данного способа.

Для карбонатных коллекторов месторождений Татарстана обоснованы и предложены для использования при интерпретации гидродинамические модели Уоррена-Рута, Полларда, а также Грингартена.

Модель Уоррена-Рута представляет решение уравнения течения жидкости в скважине в трещиноватой породе с двумя видами пустотности. Решение дано для радиального течения в бесконечном пласте. В модели Уоррена-Рута трещиноватый пласт схематизируется одинаковыми прямоугольными параллелепипедами, разделенными прямоугольной сетью трещин. Считается, что движение жидкости 8 скважине происходит по системе трещин, а матрица непрерывно питает всю систему трещин в условиях квазистационарного течения. Предполагается, что раскрытость трещин постоянна, т.е. сжимаемость трещин не учитывается.

Для описания нестационарного течения выведена зависимость, учитывающая влияние давления и представляющая собой функцию двух безразмерных параметров л и щ, где л - интенсивность перетока из блоков в трещины, щ - емкостной коэффициент.

Модель Уоррена-Рута обеспечивает достаточно детальное понимание механизма фильтрации в трещиноватом пласте. Проведенными исследованиями установлено, что характеристика трещиноватого пласта по методу Уоррена-Рута корректна для тех случаев, когда распределение трещин является равномерным и различие между фильтрационной способностью трещин и материнской породы достаточно большое. Использование равномерной системы блоков и трещин является математическим приемом. Однако это может оказаться справедливым при условии, когда распределение коэффициента конфигурации пласта можно заменить единственной величиной для объема пласта, реагирующего в период исследования скважин.

Поскольку этот объем мал по сравнению с объемом всего пласта, данная аппроксимация является, вероятно, справедливой. Основным же недостатком этой модели является то, что в ней не учитывается движение жидкости в блоках матрицы.

На основе промысловых наблюдений Уоррен и Рут разработали рекомендации для исследования пластов с преобладанием естественной трещиноватости.

Прежде всего, необходимо как можно точнее определить оба прямолинейных участка. Если первый прямолинейный участок маскируется влиянием объема скважины, то по наклону этого участка можно получить неверные характеристики переходной зоны. В этом случае рассчитанные значения проницаемости и скин-эффекта будут завышенными. Если не имеется достаточного количества данных для определения существования второго прямолинейного участка, то переходная зона может быть ошибочно экстраполирована и пластовое давление будет значительно меньше давления, определенного по кривой в момент остановки скважины. Во избежание этих ошибок следует, во-первых, использовать данные по определению забойного давления в закрытой скважине, чтобы минимизировать влияние объема скважины и избежать ошибки при нахождении первого прямолинейного участка. Во-вторых, для определения второго прямолинейного участка продолжительность исследования скважины должна быть достаточно большой.

В модели Полларда изменение давления в переходном периоде рассчитывается как результат взаимодействия трех областей, которые развиты в трещиноватом пласте.

Первую область образует система трещин вокруг скважины, вторую - вся трещинная система пласта вдали от скважины и третью - матрица, которая питает трещины. Вначале падение давления бывает связано с системой трещин, окружающих скважину, затем с системой трещин всего пласта и только на третьей стадии - с падением давления в матрице. После того как снизилось давление в матрице, и она начала питать трещины, процесс течения быстро становится квазистационарным. Модель Полларда позволяет учитывать пористость трещин и матрицы, объем трещин.

Недостаток этой модели заключается в том, что она не учитывает радиальную геометрию течения и сводит задачу к простому процессу расширения.

Для определения размеров и ориентации трещин предложена модель Грингартена. Используется математическая модель для исследования неустановившегося потока в вертикальной трещине в неограниченном пласте при следующих допущениях - в первом решении принимается, что плоскость трещины имеет бесконечную проводимость, но при этом предполагается, что вдоль плоскости трещины нет перепада давления в какой-то момент времени. Второе решение принимается для равномерного потока, оно предполагает появление трещин с высокой ограниченной проводимостью. Это граничное условие включает в себя предпосылку, что давление вдоль плоскости трещины изменяется.

Для обоих типов трещин (с равномерным притоком и бесконечной проводимостью ) можно выделить три характерных участка на кривых КВД - участок линейного течения при малых значениях времени, соответствующий прямой с наклоном 1/2 в логарифмических координатах; участок псевдорадиального течения, соответствующий прямой линии в полулогарифмических координатах; участок псевдостационарного течения, характеризующийся прямой линией с единичным наклоном в логарифмических координатах.

Грингартеном была разработана математическая модель для исследования неустановившегося потока в горизонтальной трещине при частичном вскрытии или ограниченном потоке на входе при следующих допущениях: пласт является горизонтальным, гомогенным с анизотропной проницаемостью по горизонтали и вертикали, характеризуется линейным потоком; трещина простая - горизонтальная, симметричная, центральная по отношению к скважине; однородная жидкость - слабосжимаемая, притекает из пласта в трещину с постоянной скоростью, распределяющейся равномерно по всему объему трещины; отсутствует течение через подошву и кровлю пласта; давление остается неизменным и эквивалентным начальному, когда радиальное расстояние достигает величины, близкой к бесконечной.

По модели Грингартена путем наложения фактической кривой к эталонной оценивается ориентация и размеры трещин.

При этом надо всегда учитывать, что данная методика сводит всю систему трещин к одной, направление и параметры которой характеризуют усредненные по всему объему значения.

8. Схема системы ППД

Поддержание пластового давления - относится к одному из наиболее эффективных мероприятий по увеличению темпа отбора нефти и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработки.

В большинстве случаев поддержания пластового давления (ППД) осуществляется применением заводнения: законтурного, т.е. закачкой воды в законтурные водоносные зоны залежи; или внутриконтурного.

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоёмов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью.

Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа, сероводорода, углекислоты, нефти, а также органических примесей (бактерий и водорослей).

Для очистки воды в системах ППД сооружают водоочистные установки. Вода, поступающая на водоочистную установку, в зависимости от её качества с целью очистки подвергается:

-коагуляции - укрупнению мельчайших взвешенных в воде частиц с образованием осаждающихся хлопьев;

-фильтрации - очистке от взвешенных частиц после коагуляции;

-обезжелезыванию - удалению окисей железа, которые в противном случае могут в пласте выпадать в осадок;

-смягчению - подщелачиванию гашеной известью;

-хлорированию - ликвидации микроорганизмов, бактерий;

-стабилизации - придании воде стабильности по химическому составу.

Схемы водоснабжения для заводнения пластов могут отличаться друг от друга в зависимости от условий района. Однако, любая схема, когда используются поверхностные водоёмы в качестве источников водоснабжения, состоит из следующих основных элементов:

-водозаборных сооружений, предназначенных для забора воды из источников и подачи её в водопроводную сеть или на водоочистную установку;

-водоочистной установки;

-сети магистральных и разводящих трубопроводов;

-насосных станций для подачи воды в водопроводную сеть и закачки её в нагнетательные скважины;

-нагнетательные скважины.

Воды распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные батареи, устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется подача воды в каждую скважину; установленные на них диафрагменные счётчики замеряют и учитывают закачиваемую воду.

В залежах нефти с газовой шапкой поддержание пластового давления достигается нагнетанием газа или воздуха в повышенную её часть (газовую шапку). Это достигается строительством мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление. В качестве рабочего агента лучше всего применять естественный нефтяной газ.

9. Схема БКНС

Блочные кустовые насосные станции (БКНС) предназначены для нагнетания очищенных вод (как поверхностных, так и пластовых) в продуктивные горизонты.

Число БКНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосов определяют на основе проекта разработки залежи и технико-экономических расчётов. Во избежание больших гидравлических потерь при подаче воды к нагнетательным скважинам БКНС обычно располагают вблизи скважин. В БКНС устанавливают от двух до пяти насосов, один из которых резервный. Современные БКНС полностью автоматизированы.

Все операции по отключению рабочих агрегатов (электродвигатель - насос) и включению резервного агрегата в аварийных случаях осуществляется блоком местной автоматики с передачей в ЦДНГ сигнала об аварии.

Типовые БКНС в зависимости от числа установленных насосов имеют производительность 3600, 7200 и 10800 м3/сут. воды.

БКНС отапливаются теплом, выделяемым электродвигателем или электрическими печами.

БКНС работает следующим образом. Из магистрального водовода вода под давлением около 0,3МПа в начале поступает в подземные резервуары, из которых по приёмному коллектору засасывается центробежными насосами, приводимыми в движение электродвигателями. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки, вода поступает в высоконапорный коллектор - распределитель (9,5 - 19 МПа), из которого через задвижки и расходомер она нагнетается в скважины.

10. Технологический режим работы фонтанных скважин

Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры работы фонтанного подъемника, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении. С позиций притока в скважину забойный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи (охраны недр) и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважин. С позицией подъёма на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования подъёмника, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значение забойного давления или заданного дебита устанавливается в проекте разработки. Однако по мере дальнейшего изучения и изменений условий разработки залежи возникает необходимость уточнения.

Фонтанирование скважин возможно при определённом технологическом режиме, который характеризуется величиной дебита.

В зависимости от соотношения рз и руст с давлением насыщения нефти можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин:

1-ый тип - артезианское фонтанирование рз>рн, руст>рн, то есть фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной находится жидкость, проверить можно, открыв, например, трех ходовой кран под манометром, показывающим рзатр.

2-ой тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: рз>рн, руст<рн. В пласте движется не газированная жидкость, а в скважине - газожидкостная смесь. При давлении у башмака НКТ р1>рн в затрубном пространстве на устье находится газ и рзатр обычно небольшое.

3-ий тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: рз<рн, руст<рн. в пласте движется газированная на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где газ поднимается в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ, т.е. наступает стабилизация.Технологический режим работы скважины устанавливают при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой.



11. Технологический режим работы газлифтных скважин

...