Анализ выработки запасов нефти и газа и оценка энергетического состояния зале

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 27 страниц
В избранное:

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ . . .

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ . . .

9: 10

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 1 Выбор системы разработки месторождения . . .

9: 10

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 1. 1 Динамика изменения параметров разработки и их анализ … . . .

9: 11

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 1. 2 Анализ выработки запасов нефти и газа и оценка энергетического состояния залежи . . .

9: 11

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 1. 3 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении … . . .

9: 12

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 1. 4 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность …… . . .

9: 13

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 2 Техника и технология добычи нефти и газа . . . …. .

9: 14

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 2. 1 Характеристика применяемых способов эксплуатации скважин и их оборудования на месторождении . . .

9: 14

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 2. 2 Осложнения при эксплуатации скважин, меры по предупреждению и борьбе с осложнениями . . .

9: 16

ВВЕДЕНИЕ. . .: 1. 2. 3 Цель и задачи системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении . . .

9: 17

ВВЕДЕНИЕ. . .: 2 ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОМЫШЛЕННАЯ САНИТАРИЯ . . .

9: 40

ВВЕДЕНИЕ. . .: 2. 1 Опасные и вредные производственные факторы технологических процессов добычи, сбора подготовки нефти и газа . . .

9: 40

ВВЕДЕНИЕ. . .: 2. 2 Система обеспечения безопасности на промысле . . .

9: 43

ВВЕДЕНИЕ. . .: 3 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ . . .

9: 47

ВВЕДЕНИЕ. . .: 3. 1 Источники загрязнения окружающей среды при добыче, сборе и подготовке углеводородов . . .

9: 47

ВВЕДЕНИЕ. . .: 3. 2 Природоохранные мероприятия при добыче, сборе и подготовке углеводородов . . .

9: 48

ВВЕДЕНИЕ. . .: ЗАКЛЮЧЕНИЕ . . .

9: 54

ВВЕДЕНИЕ. . .: СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ . . .

9: 55

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан. В 1985 году институтом «КазНИПИнефть» составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь. В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахстанской опытно-методической были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.

Эксплуатационное бурение месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положением проекта пробной эксплуатации месторождения.

Институтом «КазНИПИнефть» в 1988 году составлена «Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь». Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения Кумколь.

В данной дипломной работе рассматривается технология разработки месторождения с применением парогазового воздействия на пласты. Описана технология применения парогазогенератора, которая позволяет совмещать в одном агрегате преимущества тепловых и газовых методов воздействия на пласт и тем самым эффективно решать проблемы освоения запасов высоковязкой нефти с целью увеличения нефтеотдачи пластов, а также возможность применения его на месторождении Кумколь.

Циклическое воздействие паром и парогазом на призабойную зону пласта является одним из немногих методов, которые оказываются наиболее эффективными и универсальными, особенно при добыче высоковязких нефтей.

Теплоносителями при проведении ПТОС могут служить горячая вода, пар различного качества, смесь пара с газом, пар с добавками химических реагентов и др.

Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличении ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхностного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. 1 Выбор системы разработки месторождения

Основные положения утвержденных вариантов разработки:

- применение на I, II и III объектах разработки 9-ти точечной площадной системы воздействия с сеткой скважин 500×500 м, а на IV объекте - приконтурного заводнения;

- осуществление на II объекте разработки смешивающегося вытеснения нефти газом и водой;

- количество скважин для бурения за последний период составляет 142 единиц, в том числе 101 добывающая и 41 нагнетательная.

В настоящее время утвержденная система воздействия осуществляется только по второму и третьему объектам разработки. На каждом выделенном объекте скважины размещены равномерными квадратными сетками с плотностью 25 га/скважина.

На I объекте разработки осуществляется приконтурное заводнение. С момента реализации проекта в целом по месторождению пробурено 108 добывающих скважин и 14 нагнетательных скважин. То есть, на сегодня фонд проектных добывающих скважин пробурен на 85%. Скважины пробурены в соответствии с проектом по девятиточечной системе размещения с расстоянием 500 м между скважинами. Нагнетательные скважины осваиваются как добывающие и вводятся в эксплуатацию с отработкой на нефть фонтанным способом, далее, по мере снижения дебита до минимального рентабельного, переводятся под закачку для поддержания пластового давления.

Анализ результатов разработки по всем трем объектам показывает эффективность выбранной схемы расположения скважин. При выбранной схеме расположения скважин обеспечивается равномерная выработка запасов, удельные запасы нефти, приходящиеся на скважину, достаточны для длительной ее эксплуатации, пластовое давление на разрабатываемой части залежи изменяется равномерно.

Проектом для I, II и III объектах разработки предусмотрена 9-ти точечная схема расположения скважин с расстоянием между скважинами 500 м. Система заводнения по I, II, III объектам - площадная, по IV объекту - приконтурная.

Поддержание пластового давления осуществляется в I, II и III объектах разработки, IV объект разрабатывается на режиме истощения пластовой энергии.

Соотношение действующих добывающих скважин к нагнетательным по I объекту в целом составляет 3, 2:1; по II объекту 2, 6:1; по III объекту 3, 8:1.

Южная часть месторождения находится на поздней стадии разработки, происходит закономерное обводнение пластов и снижение уровня добычи нефти. С целью снижения обводнённости продукции скважин и более полной выработки запасов нефти на месторождении ведутся работы по регулированию разработки.

Такие, как перевод обводненных и выполнивших свое назначение добывающих скважин на другие объекты разработки, под нагнетание воды, углубление (добуривание) скважин до ниже залегающих продуктивных горизонтов, доперфорация скважин с целью выработки остаточных запасов при совместной эксплуатации II и III объектов разработки.

1. 1. 1 Динамика изменения параметров разработки и их анализ

Второй объект является основным объектом разработки. Добыча нефти в целом по II объекту разработки составила 434, 45 тыс. тонн, при средней обводненности продукции 75, 4%. Накопленная добыча нефти равна 13029, 7 тыс. т, что составляет 65, 2% от начальных извлекаемых запасов.

Средний дебит нефти добывающих скважин составляет 23, 35 т/сут, по жидкости - 94, 9 т/сут.

В продуктивные пласты II объекта закачано 2566, 85 тыс. м ³ воды, при средней приемистости 217, 2 м ³ /сут.

Накопленная закачка воды из II объекта составляет 25536, 9 тыс. м ³ . Текущая компенсация отборов жидкости закачкой равна 135, 3%.

1. 1. 2 Анализ выработки запасов нефти и газа и оценка энергетического состояния залежи

В целом по месторождению добыто 19, 14% от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы составляют 38035, 54 тыс. т.

По первому объекту с начала разработки добыто 17, 4 % от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 11532, 3 тыс. т.

По второму объекту с начала разработки добыто 14, 81 % от начальных извлекаемых запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы по объекту составили 20690, 63 тыс. т.

По третьему объекту разработки остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 5715, 17 тыс. т, накопленная добыча составила 33, 69 % от начальных извлекаемых запасов данного объекта.

Четвертый объект. Всего добыто 44 % от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы составляют 97, 45 тыс. т.

Представление о выработке запасов отдельных горизонтов дает изучение характера перемещения водонефтяных и газонефтяных контактов, степени охвата пластов рабочим агентом (К _ох ), распределения остаточных запасов нефти.

1. 1. 3 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении

C целью контроля за энергетическим состоянием залежей проводятся глубинные исследования с замерами пластовых и забойных давлений в фонтанных, нагнетательных и наблюдательных скважинах и замерами статических и динамических уровней в механизированных скважинах.

В целом проведены 81 исследований в 44 скважинах методом установившихся отборов (39 % от действующего фонда скважин), в том числе исследованы 10 скважин (10 исследований) I объекта (37 %), 22 скважины (33 исследования) II объекта (44 %), 12 скважин (17 исследований) III объекта (34 %), 1 скважина (1 исследование) IV объекта (33 %) .

Исследования проведены по скважинам опорной сети. По результатам исследований построены индикаторные диаграммы и получены коэффициенты продуктивности. Замеры проведены на трех - четырех режимах при диаметрах штуцера 3×9 мм.

Диапазон изменения коэффициента продуктивности по скважинам I объекта составляет от 59, 65 м ³ /сут×МПа до 430, 97 м ³ /сут×МПа. Средневзвешенный коэффициент продуктивности составляет 237, 2 м ³ /сут×МПа. Коэффициент продуктивности скважин II эксплуатационного объекта изменяется в пределах: 9, 07 м ³ /сут×МПа - 994, 6 м ³ /сут×МПа. Средневзвешенное значение - 245, 4 м ³ /сут×МПа. Исследования в скважинах III объекта проведены при работе с пластовым и забойным давлениями, превышающими давление насыщения нефти газом. Только в скважине 3080 при исследовании на диаметре штуцера 8 мм наблюдается забойное разгазирование. По результатам исследований построены индикаторные диаграммы и рассчитаны коэффициенты продуктивности. Коэффициент продуктивности колеблется от 36, 06 м ³ /сут×МПа до 232, 41 м ³ /сут×МПа. Средневзвешенное значение коэффициента продуктивности - 96, 62 м ³ /сут×МПа.

В настоящее время вследствие низкой исследуемости IV объекта коэффициент продуктивности был определен по результатам одного исследования. Коэффициент продуктивности составил 32, 57 м ³ /сут×МПа.

Тенденция снижения коэффициента продуктивности прослеживается в скважинах III объекта - 3066, 3080, 3083, 3087; IV объекта - 412. В скважинах 3049, 3090, 3103 при повторных исследованиях наблюдается повышение коэффициента продуктивности, что связано с проводимыми мероприятиями по очистке призабойной зоны пласта (промывка горячей водой, скребки) . По скважине 3049 коэффициент продуктивности вырос на 6, 96 и составил 131, 52 м ₃ /сут×МПа, по скважине 3090 на 17, 8 и составил 232, 4 м ³ /сут×МПа, по скважине 3103 в 3 раза и составил 123, 34 м ³ /сут×МПа.

1. 1. 4 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность

Для поддержания пластового давления на территории месторождения Кумколь используется подземная вода верхнего альб-сеноманского горизонта и сточная нефтепромысловая вода, образующаяся при расслоении водонефтяной эмульсии в цехе подготовки нефти.

Альб-сеноманская вода добывается погружными насосами, для которых пробурено 11-водозаборных скважин расположенных в один ряд, на расстоянии 200 м.

Для закачки воды в нефтяные пласты применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС), которая состоит из 4-х насосных, дренажного блока и блока низковольтной аппаратуры управления. Каждый из блоков имеет фундаментную плиту, на которой монтируется весь комплекс оборудования и укрытия.

Подтоварная вода от ЦППН по водопроводу диаметром 219, 273 мм. поступает через бустерную насосную станцию, отстойник V = 100 м ³ на манифольд, где смешивается с водой от водозаборных скважин и подается на вход электронасосных агрегатов типа ЦНС-180-1050, приводимых во вращение электродвигателем.

Отстойник предназначен для предварительной очистки воды от мех. примесей и песка и сброса их в дренажную емкость.

БКНС - предназначен для создания необходимого напора и закачки воды через ВРП в нагнетательные скважины.

Электронасосный агрегат типа ЦНС-180-1050 предназначен для закачки в нефтеносные пласты агрессивных нефтепромысловых вод.

ВРП предназначен для замера общего расхода закачиваемой воды по каждой нагнетательной скважине.

От БКНС 1 вода электронасосными агрегатами ЦНС-180-1050 через блок гребенки (БГ) по высоконапорным трубопроводам диаметром 114, 168 мм. подается на водораспределительные пункты (ВРП) №1, 2, 4, 9, 13, 14, 18, 19, 20, 22, 24, ЗУ-22 и затем в нагнетательные скважины.

Блок гребенки - предназначен для распределения закачиваемой воды на водораспределительные пункты.

По данным исследований химического состава вод и твердых отложений на внутренних стенках трубопроводов и технологических оборудований ППД было предложено разработать технологию борьбы с солеотложениями, используя химические реагенты.

По результатам лабораторных исследований был рекомендован ингибитор солеотложений CALNOX ML 2936 фирмы Бейкер Петролайт.

Закачка ингибитора осуществляется методом непрерывного дозирования в трех точках:

- Коллектор альб-сеноманской воды на БКНС (до точки смешивания со сточной водой) . Реагент подается в товарном виде с дозировкой 35-40 г/м³.

- В ЦППН производится дозировка реагента в двух точках.

Для анализа использованы замеры забойных и пластовых давлений и расчетные значения механизированного фонда по замеренным статическим и динамическим уровням жидкости в скважинах.

На месторождении Кумколь применялись гидродинамические и физико-химические методы повышения нефтеотдачи.

Гидродинамические методы применялись в варианте нестационарного заводнения, циклической закачки воды в скважину. В целом, результаты нестационарного воздействия и циклической закачки воды в нагнетательные скважины показывают, что технологический эффект в виде повышения дебита нефти и снижения обводненности наблюдается в тех случаях, когда в результате воздействия снижается закачка воды при увеличении или хотя бы сохранении отбора жидкости. В периодах увеличения закачки воды и снижения отбора жидкости наблюдается повышение обводненности и снижение дебитов нефти.

Такая закономерность показывает, что гидродинамическое воздействие необходимо осуществлять в комплексе с физико-химическим воздействием - ограничением водопритока и выравниванием профилей приемистости нагнетательных скважин.

Физико-химическое воздействие на продуктивные пласты реализовано исключительно в варианте выравнивания профиля приемистости. В целом, работы по ВПП на месторождении Кумколь показали, что пласты первого и в особенности, второго объектов восприимчивы к воздействию потоко-отклоняющими и выравнивающими составами. В то же время, в условиях высоких показателей проницаемости, расчлененности и неоднородности и наличия обширных водопромытых зон требуется закачка больших объемов рабочих растворов геле-полимерных систем.

1. 2 Техника и технология добычи нефти и газа

1. 2. 1 Характеристика применяемых способов эксплуатации скважин и их оборудования на месторождении

В период с 2007 по 2017 годы из объектов основного фонда добывающих скважин, эксплуатируемых фонтанным способом началось осуществление перехода на механизированный способ добычи. Основными оборудованиями стали СШНУ, ВШНУ и УЭЦН.

В группу скважин, работавших с дебитом жидкости от 10, 1 до 20 м ³ /сут, вошли 14 скважин. Из них скважина 2195 новая после бурения и освоения, скважина 147 переведена на СШНУ из наблюдательного фонда после углубления, скважина 3022 из бездействующего фонда, скважины 2022 (после изоляции перфорированных интервалов) и 2045 (после перевода на нижележащий горизонт) переведены с фонтанного способа эксплуатации, скважина 1004 переведена с механизированного способа с использованием ВШНУ.

В группу скважин, с дебитом жидкости от 20 до 40 м ³ /сут, вошли 11 скважин (11р, 3002, 3029, 406, 2036, 2143, 2173 II объекта, 325, 3026, 3063 III и 410 IV объекта) . Из них скважины 2143 и 2173 переведены с ВШНУ и ЭЦН, соответственно, скважины 3029 и 406 выведены из бездействия после перевода на вышележащий горизонт и изоляции перфорированных интервалов и перестрела Ю-1, Ю-2, соответственно. До перевода на СШНУ скважины 2143 (ВШНУ) и 2173 (УЭЦН) работали с дебитом жидкости 35 и 5 м ³ /сут, обводнённостью 35 и 57 процентов соответственно.

С дебитом жидкости более 40 м ³ /сут работали 6 (2010, 2008, 148, 2139, 412, 413) скважин, из них скважины 148 и 412 переведены с фонтанного способа эксплуатации. Из-за отсутствия фонтанного притока после углубления, скважину 148 оборудовали насосом диаметром 69, 9 мм. После пуска скважина работала с постепенным увеличением дебита с 45 до 85 м ³ /сут и обводнённости с 20 до 74 процентов. Насосная установка работала с КПД 1, 18 и высокими динамическими уровнями (Н _дин ), что указывает на полуфонтанный режим работы. После перевода скважины 412 с фонтанного способа на СШНУ скважина фонтанировала через насос с дебитом жидкости 180 м ³ /сут и обводнённостью 0, 4 процентов.

ВШНУ используется в 152 скважинах, из которых 46 на I объекте, 73 на II, 20 на III, две на IV и 11 на II _плюс III объекте.

С использованием УЭЦН на месторождении эксплуатировались 146 скважин (49 скважин на I объекте, 66 - на II, 30 - на III и одна - на II и III объекте) .

В группу скважин работавших с дебитом жидкости от 51 до 100 м ³ /сут, вошли 29 скважин (4 на I, 20 на II и 5 на III объекте) . Из 29 - 2 (16р и 2205) скважины переведены с фонтанного способа, скважина 1043 с наблюдательного фонда, скважина 2250 после бурения и освоения, 18 (32р, 1073, 1089, 25р, 2115, 2136, 2149, 2162, 2184, 2196, 2224, 2237, 2239, 2245, 2259, 3049, 3083 и 3201) с ВШНУ, остальные 7 (2р, 31р, 2116, 2248, 3094, 3066, 3073) скважин весь анализируемый период эксплуатировались УЭЦН. До перевода скважины 16р и 2205 фонтанировали со средним дебитом жидкости 80 и 50 м ³ /сут и обводнённостью 3 и 7 процентов. После перевода дебит увеличился, соответственно, до 105 и до 75 м ³ /сут и обводнённость до 4 и до 16 процентов. В дальнейшем скважина 16р работала с постепенным снижением дебита жидкости до 90 м ³ /сут, при этом скважина периодически фонтанировала (колебание Ндин от 0 до 400 м) . Скважина 2205 работала с постоянным дебитом жидкости 70÷75 м ³ /сут. После перевода наблюдательная скважина 1043 работала с незначительным колебанием дебита жидкости с 80 до 95 м ³ /сут и увеличением обводнённости с 80 до 89 процентов.

В группу скважин, работавших с дебитом более 100 м ³ /сут, вошли 111 скважин (45 на I, 42 на II, 23 на III и одна на II и III объекте) . Из 111 - 13 скважин переведены с фонтанного способа, 38 - с ВШНУ, одна скважина 3102 - с СШНУ и скважины 2249 и 2294 - после бурения и освоения. Остальные 57скважин эксплуатировались УЭЦН.

1. 2. 2 Осложнения при эксплуатации скважин, меры по предупреждению и борьбе с осложнениями

При проведении геолого-технологических исследований физических свойств пород, слагающих пласты-коллекторы, нефти и газа, пластовых и закачиваемых вод во время промышленной разработки первоочередного участка показывает, что в процессе эксплуатации месторождения могут возникнуть осложнения, влияющие на его разработку и требующие проведения различного рода мероприятий для их предупреждения либо устранения последствий.

В связи с тем что породы, слагающие пласты-коллекторы, содержат значительное (до 20%) количество песка в добывающих скважинах, необходимо ожидать пескопроявление, что и было обнаружено в процессе эксплуатации. Наиболее простым методом является установка средств механического задержания песка. Для этой цели используются проволочные, щелевые и намывные гравийные фильтры. При применении этого метода борьбы с пескопроявлением важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого из пласта песка.

Наличие в нефти довольно высокого (до 16%) содержания парафина, смол и асфальтенов (до 7%) создает проблему, связанную с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в призабойной зоне пласта, в наземном и подземном нефтепромысловом оборудовании. Методы борьбы с АСПО хорошо известны. Это предупреждение парафиноотложений ингибиторами химическими веществами, небольшие (0, 01÷0, 02%) добавки которых к нефти способны замедлять процесс образования отложений и удаление уже отложившихся АСПО механическим, химическим или тепловым методами. Применение ингибиторной защиты позволяет только замедлить процесс отложения парафинов, но не прекратить полностью. Тем более что в составе нефти присутствуют смолы и асфальтены, на которые ингибиторы парафиноотложений влияния не оказывают. Таким образом, возникает необходимость периодической очистки призабойной зоны пласта и подземного оборудования скважин от АСПО не реже двух раз в год. Наиболее часто удаление АСПО проводится различными составами на основе легких и ароматических углеводородов в присутствии поверхностно-активных веществ.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.