Перевод фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на м/р Жанажол

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 134 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Казахский национальный технический университет им. Каныша Сатпаева

Актюбинский филиал

Кафедра «Нефти и газа»

ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ

Зав. кафедрой, к. т. н.

Алдамжаров Н. Н.

«___» 200__ г.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту

Тема: ПЕРЕВОД ФОНТАННЫХ СКВАЖИН НА ГАЗЛИФТНЫЙ

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИЙ НА М/Р ЖАНАЖОЛ

Консультанты: Руководитель дипломного

проекта:

по геологической части

(уч. степень, звание) (уч. степень, звание)

«___» 200_ г. «___» 200_ г.

по экономической части

(уч. степень, звание)

«___» 200_ г. Рецензент:

по охране труда (уч. степень, звание)

(уч. степень, звание) «___» 200_ г.

«___» 200_ г. Студент:

по стандартизации Специальность

( уч. степень, звание) Группа

«___» 200_ г. «___» 200_ г.

Актобе 2006

ТЕМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА :

Перевод фонтанных скважин на газлифтный

способ эксплуатации на м/р Жанажол

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Геологическая часть

1. 1 Общие обзор месторождения

1. 2 Стратиграфия

1. 3. Тектоника

1. 4. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

1. 5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

. Технико - технологическая часть

2. 1 Концепция перевода фонтанных скважин на газлифт

на месторождении Жанажол

2. 2 Критерии подбора скважин и выбор оптимального

режима работы скважин

2. 3 Газлифтная эксплуатация скважин и применяемого

оборудования при непрерывном компрессорном

газлифте на месторождении Жанажол

2. 4 Схема оборудования газлифтных скважин при

непрерывном компрессорном газлифте на

месторождении Жанажол

2. 5. Определение схемы компоновки подземного

оборудования газлифтных скважин

2. 6. Расчет газлифтных установок

2. 7. Схема обвязки устья скважин при переводе на

непрерывный газлифт на месторождении Жанажол

. Экономико-организационная часть

3. 1 Организационная характеристика

нефтегазодобывающего управления «Октябрьскнефть»

3. 2 Организация основного вспомогательного производства

3. 3 Особенности организации труда и

заработной платы в нефтегазодобывающем

управлении «Октябрьскнефть»

3. 4 Анализ технико - экономических показателей

эксплуатации месторождения Жанажол

IV. Охрана труда и окружающей среды

4. 1 Противопожарные мероприятия и техника

безопасности на нефтегазодобывающих предприятий

4. 2 Охрана труда при эксплуатации газлифтных установок

4. 3. Охрана окружающей среды на месторождении Жанажол

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список использованной литературы

Аннотация

В геологическом разделе указан общий обзор месторождения Жанажол, литолого - стратиграфическая характеристика разреза, тектоническое отношение месторождения, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, физико-химические свойства нефти, газа и воды.
Технико-технологическая часть включает в себя концепцию перевода фонтанных скважин на газлифт на месторождении Жанажол, критерии подбора скважин и выбор оптимального режима работы скважин, газлифтная эксплуатация скважин и применяемого оборудования при непрерывном компрессорном газлифте, схема оборудования газлифтных скважин при непрерывном компрессорном газлифте, определение схемы компоновки подземного оборудования газлифтных скважин, расчет газлифтных установок, схема обвязки устья скважин при переводе на непрерывный газлифт на месторождении Жанажол.
Экономико - организационная часть отражает организационную характеристику нефтегазодобывающего управления «октябрьскнефть», организацию основного вспомогательного производства, особенности организации труда и заработной платы в нефтегазодобывающем управлении, анализ технико-экономических показателей эксплуатации месторождения Жанажол.
В охране труда и окружающей среды отмечены противопожарные мероприятия и техника безопасности на нефтегазодобывающих предприятиях, охрана труда при эксплуатаци газлифтных установок, охрана окружающей среды на месторождении Жанажол.

Введение.

Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол находится на второй стадии разработки, которая характеризуется стабилизацией добычи нефти, при этом месторождение полностью оконтурено, но продолжаются работы по укрупнению сетки скважин внутри контура месторождения. При этом возможен некоторый прирост добычи нефти за счет ввода новых скважин и проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов (перевод скважин на газлифт, ШГН и т. д. ) .

Значительная часть скважин с увеличившимся газовым фактором прекратили фонтанировать из-за обводнения - происходит процесс «самоглушения».

Мировая и отечественная практика показывает, что стабилизация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи можно добиться применением различных, интенсивных технологий воздействия на пласт, основанных на использовании гидродинамических, физических, физико-химических и химических методов увеличения нефтеотдачи.

Для снижения многих негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов. Применяют разнообразные физико-химические технологии воздействия на пласт, направленные на изменение направления фильтрационных потоков закачиваемой воды, изоляцию ее притока, выравнивание профиля и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Коллекторские свойства нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол характеризуются неоднородностью по проницаемости, продукция высокопарафинистая, с содержанием сероводорода, углекислого газа, воды, с высоким давлением насыщения и газовым фактором.

При снижении давления на забое ниже давления насыщения нефти газом, закачке воды с содержанием сероводорода, кислорода, железа традиционными методами обработки призабойной зоны сделало невозможным обеспечить высокую эффективность.

Продукты коррозии, образование в пласте неорганических солей снижают приемистость скважины. Кислотные обработки не всегда являются эффективными по следующим причинам :

возможность образования гидрооксидов железа и аллюминия,
высокая степень насыщения раствора соляной кислоты соединениями железа при транспортировании в емкостях и доставке по НКТ до 4000 м в обрабатываемый пласт,
невозможность перевода отложений парафина в мелкодисперсную форму, препятствующую его отложению в ПЗП,
наличие в растворе соляной кислоты вредных примесей, фтористого водорода, фосфорносерной кислоты.

Ниже в работе подробно описаны основные, возможные причины снижения приемистости нагнетательных скважин и эффективности проведения СКО, которые подтверждают необходимость применять новые методы интенсификации добычи нефти в плотных карбонатных неоднородных коллекторах.

Предлагаем некоторые технологии повышения дебитов скважин в карбонатных коллекторах применяемые В ОАО «Удмуртнефть»:

«Кислотная обработка призабойной зоны в динамическом режиме». Механизм взаимодействия кислотного раствора значительно отличается от такого при обычных кислотных обработках. Если при обычных обработках на границе раздела твердой и жидкой фаз образуется поверхностный слой насыщенного раствора карбоната и нерастворимых в кислоте продуктов, которые препятствуют продвижению свежих порций кислоты, то динамический режим растворения карбонатных пород предотвращает это за счет ступенчатого изменения давления на забое скважин с общей тенденцией к снижению его во времени.
«Технология обработки призабойной зоны пласта углеводородными растворами». Технология обработки призабойной зоны пласта кислотно-углеводородным составом не отличается от технологии проведения обычных соляно-кислотных обработок и реализуется согласно действующей схемы. Комплектность решения поставленной проблемы обуславливается способностью углеводородного растворителя-диспергатора отложений парафина растворяться в водных растворах кислот.
«Технология обработки призабойной зоны пласта путем увеличения диаметра скважин в зоне продуктивного пласта». Технология в отличии от известных методов кавернообразования путем создания многократных кислотных ванн осуществляется в динамике и является управляемым процессом, способным создать каверну заданных размера диаметра. Осуществляется с применением пакера, прокачкой кислоты через породу в НКТ. В надпакерную зону и из затрубного пространства через породу в НКТ. Технологические операции прокачки кислоты повторяются. Число замен раствора кислоты определяется поставленной задачей, т. е. диаметром скважины, который необходимо получить в зоне действия кислоты.
«Метод щелевой разгрузки пласта». Во время первичного вскрытия пласта изменяется напряженное состояние горных пород в призабойной зоне скважины. Под их действием гидропроводимость существенно снижается в результате не только смыкания микротрещин в коллекторе, но и защемление в них кольматирующего материала бурового раствора. Метод основан на разгрузке напряженного состояния пород ПЗП путем создания двух вертикальных, диаметрально расположенных щелей в продуктивной зоне пласта. Щели создаются с помощью специально разработанного гидропескоструйного перфоратора. После щелевой разгрузки скважина подвергается соляно-кислотной обработке.
«Технология по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин высоковязкой нефтью». Технология предназначена для увеличения охвата пласта вытеснением путем использования свойств нефтей с целью снижения фазовой проницаемости пласта для закачиваемой воды. Эффект достигается в результате того, что в высокопроницаемые интервалы пласта нагнетательной скважины закачивается вязкая дегазированная нефть. Для выполнения - внедрения указанной технологии в условиях Жанажола в роли тампонирующего материала высокопроницаемых интервалов предлагаем использовать высоковязкую Кенкиякскую нефть. При этом вероятность прорыва воды в добывающие скважины снижается и вводятся в разработку низкопроницаемые пропластки.

В разделе : «Научно-исследовательские работы по обработке ПЗП добывающих и нагнетательных скважин» предложены технологии с учетом анализа причин снижения приемистости нагнетательных скважин и эффективности проведения СКО :

Технология воздействия на призабойную зону скважин месторождения Жанажол эмульсиями комплексного действия.
Метод восстановления приемистости нагнетательных скважин месторождения Жанажол.
Технология проведения пенокислотной обработки на месторождении Жанажол.
Технология восстановления производительности скважин нагнетанием в пласт сухого газа с выдержкой под давлением.
Технология соляно-кислотной обработки нефтяных скважин месторождения Жанажол в динамическом режиме.
Технология увеличения приемистости нагнетательных скважин периодическим повышением закачки воды или растворов.

Для повышения эффективности кислотных обработок необходимо добавлять не менее 5% уксусной кислоты для удержания в растворенном виде соединений железа и алюминия, 0, 2 % извести для предотвращения набухания глин и снижения скорости коррозии металла труб, 1 %хлористого кальция для предотвращения набухания глин при обработке соляной кислотой разбавленной пресной или маломинерализованной водой. Обработку нагнетательных скважин производить теплым (35-40 С) раствором состоящим из соляной кислоты 12-15% концентрации и хлористого натрия 17 % концентрации для растворения и предотвращения отложений неорганических солей.

При явной работе (притоке, приемистости) единичных пропластков пласта, перед кислотной обработкой закачивать 2-5 м3 высоковязкой Кенкиякской нефти для изоляции высокопроницаемых пропластков, включенных в разработку неработающих нефтенасыщенных зон и снижения скорости коррозии металла труб (объем уточняется по данным исследования скважин) . Для исключения контакта соляной кислоты со стенками НКТ достаточно перед закачкой раствора кислоты закачать в скважины КТ - 1 - 300 литров, а скважины КТ-2 - 400 литров высоковязкой Кенкиякской нефти, и соответственно, увеличения эффективности, т. к. будет меньше железистых соединений, которые осаждаясь в пласте снижают проницаемость пород продуктивного пласта.

За 2000 год по нагнетательным скважинам выполнено 71 солянокислотная обработка, дополнительная закачка составила 431 497 м3 воды. Среднесуточная дополнитеьная закачка по обработанным скважинам составила :

431497 / (71 х 180) = 33, 8 м3 / сут

Для сравнения эффективность выполнения мероприятий введем расчетный показатель - среднесуточная дополнительная добыча нефти, закачки воды, определяемая по формуле :

Дд (Зд) = годовая дополнительная добыча или закачка воды / ( п х 180)

П - количество выполненных мероприятий.

180 - среднее расчетное количество отработанных дней.

По добывающим скважинам выполнено соляно-кислотных обработок на 45 скважинах. В основном они приурочены к переводу скважин на ШГН, дополнительной перфорации, изоляции, вибровоздействию, соответственно дополнительная добыча учитывалась по основному мероприятию. Учтена дополнительная добыча от проведения СКО только 675 т. нефти. Количество выполненных мероприятий (кроме ввода новых скважин) 114, дополнительная добыча составила 86517 т нефти.

При этом среднесуточная добыча будет равна :

86517 / (114 х 180) = 4, 2 т нефти / сутки.

Среднесуточная дополнительная добыча нефти :

- от перевода на непрерывно -дискретный газлифт

12946 / (3 х 180) = 23, 97 т/ сут.

- от ввода новых скважин

34722 / (9 х 180) = 21, 43 т/ сут.

- от ввода скважин из бейздействия

5158 / (2 х 180) = 14, 32 т/ сут.

- от дополнительной перфорации

49149 / (32 х 180) = 8, 53 т/ сут.

от перевода скважин на ШГН

10454 / (12 х 180) = 4, 84 т/ сут.

- от виброволнового воздействия

5562 / (3 х 180) = 10, 3 т/ сут.

- от изоляционных работ

1853 / (15 х 180) = 0, 67 т/ сут.

от кислотных обработок

657 / (3 х 180) = 0, 08 т/ сут.

Кислотные обработки явно способствовали получению дополнительной добычи нефти от выполнения перечисленных мероприятий. Но отдельные кислотные обработки малоэффективные, причины снижения кислотных обработок обоснованы в научно-исследовательской работе по данному вопросу.

Научно-исследовательская работа по определению основных причин мало эффективности кислотных обработок снижения приемистости и притока

скважин, продуктивные пласты которых сложены из плотных известняков и доломитов .

Скважины, эксплуатирующие слабопроницаемые пласты (плотные известняки, доломиты) оказываются малодебитными или снижают дебит при эксплуатации. Для увеличения, восстановления их производительности проводят солянокислотные обработки . При этом происходят следующие реакции :

1) в известняках

2HCl+CaCO3 =CaCl2 +H2O+CO2

2) в доломитах

4НCl+CaMg(CO3) 2 =CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2

Полученные в результате воздействия соляной кислоты CaCI2 и MgCI2 хорошо растворимы в воде и при пуске скважины выносятся на поверхность. Углекислота находящаяся в газообразном виде или растворенная в воде (в зависимости от давления) легко удаляется. Основной недостаток солянокислотных обработок заключается в том, что многократное применение соляной кислоты приводит к тому, что высокопроницаемые зоны пласта за счет интенсивного растворения карбонатов кислотой в большей степени увеличиваются, а эффективность после двух-трех обработок значительно снижается. Расширение высокопроницаемых зон, в свою очередь способствует преждевременному вторжению пластовых вод в продуктивную часть залежи.

В этой связи нельзя увлекаться многократными обработками кислотными растворами однотипного состава. Обычно соляную кислоту разбавляют маломинерализованной

или пресной водой, в коллекторе происходит набухание глин, что может привести к ухудшению фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта. В этих условиях целесообразно к раствору добавлять 1% СаСl 2 и 0, 2% Са(ОН) 2

Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами в пласте образуют нерастворимые осадки фтористого кальция CaF2, фтористого магния MgF2 и фосфорнокислого кальция Са(РО4 ) 2 по реакциям :

2 НF + CaCО3 = СаF2 + Н 2 CО3,

2 HF + СаСl2 = СаF2 + 2 HCl,

4 HF +CаМq(СО3 ) 2 = CаF2 + MqF 2 + 2H2CO3,

2Н3РО4+ 3СаСО3=Са3(РО4) 2 + 3Н2СО3.

в количественных соотношениях соответственно:

40 г+100 г = 78 г + 62 г,

40 г+110 г = 78 г + 72 г,

80 г +184 г = 78 г + 62 г + 124 г,

40 г +100 г = 310 г + 186 г

При взаимодействии 40г НF с 100г СаСО3 получается 78г нерастворимого фтористого кальция и 62г угольной кислоты.

Для получения 1кг нерастворимого фтористого кальция необходимо 40 х 1000 / 78 = 513, 6 г (HF) фтористого водорода.

При взаимодействии 196 г Н3РО4 с 300 г СаСО3 получается 310г нерастворимого фосфорнокислого кальция Са3(РО4) 2 и 186 г угольной кислоты. Для получения 1кг нерастворимого фосфорнокислого кальция необходимо : 196 х 1000 / 310 = 632, 3 г (Н3РО4) фосфорной кислоты. А серная кислота (Н2SО4) с пластовой водой, содержащие хлоро-кальциевые соли может привести к выпадению неорганических солей (ГИПСА) по формуле :

Н2SО4 + СаСl 2 = CаSO4↓ + 2НСl.

в количественных соотношениях соответственно :

98 г + 110 г = 136 г + 72 г.

При взаимодействии 98 г Н2SO4 c 110 г СаСl2 получается 236 г неорганических солей (СаSO4) и 72 г соляной кислоты.

Для получения 1кг нерастворимых солей СаSO4 необходимо 98 х 1000 / 136 = 735, 2 г (Н2SO4) cерной кислоты . Не исключена возможность добавки серной кислоты в соляную, так как алкилированная Н2SO4 в настоящее время не применяется в больших объемах и она скапливается на химических и нефтехимических производствах, а поставщики-посредники могут не только повышать стоимость, но и добавлять в нее серную кислоту.

При содержании в соляной кислоте 3 % серной кислоты, т. е. 30 л в одном кубометре соляной кислоты - чистой серной кислоты будет 4, 59 кг. При взаимодействии ее с хлористым кальцием или известняками в пласте образуется 6, 4 кг осадка СаSO4. Средний расход соляной кислоты на 1 обработку 20 м3. Одна кислотная обработка загрязняет пласт призабойной зоны 128 кг осадка (СаSO4) .

Серная кислота может образоваться по действием растворенного в воде с содержанием Н2S кислорода по формуле :

Н2S + 2О2 = Н2SO4.

в количественных соотношениях соответственно :

34г + 64г = 98г.

При взаимодействии 34г Н2S c 64г кислорода (О2) получается 98г (Н2SO4) cерной кислоты. Для получения 1кг серной кислоты необходимо 64 х 1000 / 98 = 633, 6г (О2) кислорода. Кроме того, кислород взаимодействует с сульфидами входящих в минералогический состав продуктивных пластов - пирит и другие сульфаты в тонко рассеянном состоянии. При наличие в пласте пирита (FeS2) возможно образование сульфатов и серной кислоты по следующей схеме :

2FeS2 + 7О2 + 2Н2О = 2FeSO4↓ + 2H2SO4

в количественных соотношениях соответственно :

240г + 224г + 36г = 304г + 196г

При взаимодействии 240г (FeS2 ) пирита с 224г кислорода и 36г воды получается 304г (FeSO4) cульфата железа и 196г серной кислоты . При этом для получения 1кг серной кислоты необходимо 224 х 1000 /196 = 1142, 8г (О2) кислорода, а для получения 1кг нерастворимого осадка (FeSO4) необходимо 224 х 1000 / 304 = 736, 8г (О2) кислорода.

При наличии в закачиваемой воде кислорода происходит коррозия по формуле

4Fe + 6H ₂ O + 3O ₂ = 4Fe(OH) ₃

в количественных соотношениях соответственно

224 г + 108 г +96 г = 428 г.

При взаимодействии 224 г железа с 96 г кислорода и 108 г воды получается 428 г аморфных частиц осадка Fe(OH) ₃ гидроокиси железа.

Для получения 1 кг осадка Fe(OH) ₃ необходимо 96*1000/428 = 224, 3 г кислорода.

Предотвратить контактирование воды с кислородом воздуха и соответственно, образование соединений 3-х валентного железа (осадка Fe(OH) ₃ ) возможно обеспечением герметичной системы закачки воды. Соединения 2-х валентного железа практически не изменяют параметры пласта и скважин.

Содержание кислорода в используемой воде для подготовки технологических жидкостей ремонта скважин и заводнения 6, 42 мг/л (анализ воды в лаборатории ЛООС НГДУ «ОН»), в 1 м3 - 6, 42 г. Каждый кубометр воды с содержанием кислорода 6, 42 г/м ³ ), который при взаимодействии с породой пласта (FeS2 - пирит) образует 442 г нерастворимого осадка (FeSO4 и СаSO4) или 29 г аморфных частиц осадка Fe(OH) ₃ ), который тампонирует входную поверхность пласта призабойной зоны, так как размеры частиц осадка значительно больше чем размеры пор разрабатываемых объектов месторождения Жанажол (Ф. С. Абдулин “Повышение производительности скважин” Москва “Недра” 1975 год) . Содержание сероводорода в используемой воде 11-96 мг/л и 6, 42 мг/л кислорода ( результаты анализа проб воды от 29. 08. 00г. и анализ воды в лаборатории ЛООС НГДУ «ОН») . Каждый кубометр используемой воды при взаимодействии с пластовой водой хлорокальциевого типа месторождения Жанажол образует в пласте 383 г осадка (СаSO4) .

Для разрушения неорганических солей необходима каустическая сода. Химическая реакция протекает с образованием гидроокиси кальция и сульфата натрия :

СаSO4 + 2NaOH = Ca(OH) 2 + Na2SO4

в количественных соотношениях соответственно :

136г + 80г = 74г + 142г.

При взаимодействии 80г каустической соды с 136г неорганических солей (СаSO4) получается 142г сульфата натрия (хорошо растворим в воде) и 74г гидроокиси кальция (рыхлая масса, частично выносится потоком, частично разрушается при солянокислотной обработке) . Для разрушения 1кг СаSO4 необходимо 80 х 1000 /136 = 582, 2г (NaOH) каустической соды. Гидроокись кальция разрушается соляной кислотой по реакции :

Са(ОН) 2 + 2НСl = СаСl2 + 2Н2О.

в количественных соотношениях соответственно :

74г + 72г = 110г + 36г.

... продолжение

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