Интенсификация массообменных процессов за счет повышения степени наполняемости рабочем телом внутреннего пространства массообменного аппарата
АҢДАТПА
Дипломдық жоба төрт негiзгi бөлiмдерден тұрады:
– технико-технологиялық;
– экономикалық;
– еңбектi қорғау;
– қоршаған ортаны қорғау.
Технико-технологиялық бөлiмiнде Теңіз кен орнының геологиялық
зерттелгенi, мұнайгаздылығы, стратиграфиясы, тектоникасы, ұңғы фонды
сипатталады, игерудiң қазiргi жағдайының талдауы келтiрiлген.
Сонымен қатар кен орнында негізгі мұнай өнімін арттыру әдісінің
бірі болып келетін қабатты қышқыл сұйықпен жару әдісінің талдауы
жүргізілген.
Экономикалық бөлiмiнде негiзгi экономикалық көрсеткiштер мен жылдық
экономикалық нәтиженiң есебi берiлген.
Еңбектi қорғау және қоршаған ортаны қорғау бөлiмдерiнде Теңіз кен
орнындағы жұмыскерлердiң қабатты қышқыл сұйықпен жару әдісін жүргізу
кезінде және қоршаған ортаның қауiпсiздiгiн қамтамасыз ететiн шаралар
қарастырылады.
АННОТАЦИЯ
Настоящий дипломный проект составлен по фактическим материалам
месторождения Тенгиз и состоит из пяти основных частей:
- технико-технологическая;
- экономическая;
- охрана труда;
- охрана окружающей среды;
- научная часть.
В технико-технологической части рассматривается теоретические основы
подтверждающего действенность предлогаемового нововведения подтверждаются
работой (Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологией
, глава 5, стр. 225).
В настоящем дипломном проекте, с целью повышения эффективности, и как
следствие, потери абсорбента амина предлагается замена рабочего тела
сепаратора с жалюзийного типа (вариант 1) на ниточный тип (вариант 2).
В экономической части дан расчет основных экономических
показателей и годового экономического эффекта от внедрения данного
мероприятия.
В разделах охраны труда и охраны окружающей среды, рассматриваются
мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей
среды на месторождении Тенгиз.
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Тенгиз было открыто в 1979 году. В 1981 году Тенгизская
скважина Т-1 при опробовании дала первый фонтанный приток нефти. Это
положило начало разработке месторождения с 1,25 млрд, тонн извлекаемых
запасов углеводородного сырья. В наши дни оператор месторождения СП
Тенгизшевройл ведет пересчет запасов, окончательную цифру назовут в
Проекте разработки, который будет написан уже в этом году.
В настоящее время участниками совместного предприятия, кроме
корпорации Шеврон-Тексако являются: РК в лице ННК Казмунайгаз, компания
Эксон-Мобил, ЛукАрко.
Тенгизский коллектор является одним крупнейших в мире сверх
гигантских нефтеносных коллекторов (6-ое по запасам месторождение в мире).
Это является причиной сложностей, возникающих в процессах добычи и
разработки месторождения. Большое содержание сероводорода, высокое
пластовое давление, сложность при бурении, проявление межколонных давлений
- все это приводит к усложнению и удорожанию извлечения нефти.
Основной сутью нововведение, предлогаемового в настоящем
дипломном проекте, является интенсификация массообменных процессов за счет
повышения степени наполняемости рабочем телом внутреннего пространства
массообменного аппарата.
Теоретические основы подтверждающего действенность
предлогаемового нововведения подтверждаются работой (Касаткин А.Г.
Основные процессы и аппараты химической технологией , глава 5, стр. 225).
В настоящем дипломном проекте, с целью повышения
эффективности, и как следствие, потери абсорбента амина предлагается замена
рабочего тела сепаратора с жалюзийного типа (вариант 1) на ниточный тип
(вариант 2).
1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖ-ДЕНИЯ
1.1 Характеристика геологического строения
В опытно(промышленной разработке месторождение находится с апреля
1991 года.
Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу,
состоящую из карбонатных массивов ране(среднекаменноугольного возраста,
расположенных на общем девонском карбонатном основании.
В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен
отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.
В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в южной
части Прикаспийской геологической провинции и приурочено к
Тенгиз(Кашаганской сейсмологической области.
Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти,
имеет трапециевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры
22(23 км по изогипсе минус 5000 м, этаж нефтеносности достигает 1400 м.
По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе
карбонатного массива выделены три основные части: платформенная, бортовая
(Рим, марджин) и крыльевая (склон).
Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы:
объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:
- чрезвычайно большой эффективной мощностью;
- наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений
толщиной 40(50 м, изолирующих башкирско(серпуховско(окскую
часть коллектора в пределах платформы от нижнвизейско(турнейской;
- резко различными свойствами в различных интервалах коллектора;
- различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных
объектах.
Объект Ι включает отложения башкирско(серпуховско(окского возраста и,
как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейского(турнейский
комплекс пород, выделенных в объект ΙΙ. Объект ΙΙΙ составляет девонские
отложения.
В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему,
чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных
постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с
коллекторами Ι и ΙΙ объектов, разделенных в пределах платформы
“вулкаником”.
I объект является наиболее изученным как в плане литолого-фациального
анализа пород, так и в отношении продуктивности и эксплуатационной
характеристики скважин. Башкирская часть разреза вскрыта в разных зонах и в
разном объеме во всех скважинах (кроме скважины №Т(18); серпуховские
отложения ( в 74 скважинах, окские ( в 46 скважинах. Наиболее количество
пробуренных скважин, и, следовательно, проведённых исследований, приходится
на платформенную часть структуры, тогда как склоны изучены менее
детально.
Продуктивность Ι объекта в различных структурно(фациальных зонах
месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и
серпуховских отложений ( в 53 скважинах, из окских ( в 34 скважинах.
Отложения ΙΙ объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части
структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из
которых Т(52 и Т(53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.
Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4(х из
которых он опробован раздельно, а в остальных скважинах совместно с Ι или
ΙΙΙ объектами. Работающие интервалы IΙ объекта при совместном опробовании с
другими объектами установлены по данным анализа PLT.
Наименее изученным является ΙΙΙ объект разработки, в
стратиграфическом плане приуроченный к позднефранскофаменским отложениям
верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский
разрез, вскрыт на разных участках месторождения. Толщины ΙΙΙ объекта
рассматриваются при нижней границе, соответствующей оконтуривающей изогипсе
и максимально возможному положению ВНК на отметке минус 5450 м.
Максимальная толщина ΙΙΙ объекта до 450(500 м отмечается в северной части
платформы.
Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти,
является отметка минус 5429 м (подошва опробованного интервала в скважине
№Т(10). Данные длительной эксплуатации с высоким суточным дебитом
свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может залегать намного
ниже этой отметки.
При испытании скважины №Т(6846 открытым стволом, нижняя отметка
получения нефти(минус 5461,8 (по данным PLT). В скважине №Т(47 при
опробовании интервала ((5378(5459) получено 99% воды, в скважине №Т(6337
при отборе проб вода получена с отметки минус 5400 м.
При данной степени изученности, можно однозначно сказать, что
водо(нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно
определить его положение невозможно.
1.2 Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных
объектов и их неоднородности
Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему
подсолевому карбонатному комплексу пород, представленному преимущественно
неглинистыми известняками с прослоями тонких рассеянных туфогенных
аргиллитов и незначительными слоями доломитов.
Породы характеризуются сложной структурой порового пространства, что
обусловлено первичными условиями осадконакопления, диагенетическими и
эпигенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости
оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С
другой стороны, заполнение пор битумом, вторичным кальцитом, доломитом,
окремление приводили к ухудшению ёмкостных свойств.
По результатам исследования керна из старого фонда скважин, с
использованием базового кернового материала из новых скважин следует, что
пористость пород изменяется от 0,1 до 24%. Проницаемость по керну
изменяется от 0,001 мд до 800 мд.
Установлено, что пустотное пространство пород(коллекторов довольно
сложное, и слагается из первичной межзерновой пористости, вторичных пор,
каверн и трещин. На месторождении установлено три типа коллекторов:
- поровый;
- трещино(каверново(поровый, каверново - поровый;
- трещинный.
Поровые, каверново(поровые и трещинно(каверново(поровые коллектора
развиты в пределах платформы, включая бортовые части, а также на отдельных
участках склона.
Наибольшие средние величины пористости пород (до 12%) отмечены в
башкирских и окских отложениях Ι объекта, в сводовой и присводовой
платформенной частях массива. При этом пористость отдельных интервалов
разреза достигает 25%. В окских отложениях, при сохранении тенденции
распространения наибольших значений пористости в сводовой и присводовой
частях платформы, обособлен участок (район скважины №Т(109), где средняя
пористость разреза составляет 13,5%. С глубиной, а также к краям платформы,
и на большей части склона происходит уменьшение пористости пород, значения
которой в коллекторах ΙΙ и ΙΙΙ объектов заметно снижены (до 3(1%).
1.3 Выделение коллектора
Из(за геолого-технических условий проведения ГИС, выделение
коллекторов и оценка эффективных нефтенасыщенных толщин на Тенгизе не может
быть произведена по стандартному набору качественных признаков
(проникновение раствора в пласт, наличие глинистой корки, значения
радиального градиента электрического сопротивления и данных специальных
исследований на керне(проникновение фильтрата в керн измерение фазовой или
эффективной проницаемости и др.).
В ТШО придерживаются концепций, не использующей понятие граничного
значения открытой пористости, основанной на анализе симуляционной модели.
Симуляционная модель коллектора предполагает, что со временем по мере
падения пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти
из всех низкопоровых коллекторов. В принципе симуляционная модель
коллектора позволит определить, какие продуктивные зоны будут работать
продолжительное время.
Исходя из того, что на данном месторождении не используется понятие
граничного значения открытой пористости, в расчёт эффективных
нефтенасыщенных толщин взята вся толща продуктивного резервуара, за
исключением пластов глин и туфоаргиллитов, однозначно выделяемых по
комплексу ГИС.
1.4 Определение коэффициента пористости
Коэффициент открытой пористости для подсчёта запасов определяли по
данным ГИС и керну, достоверность определения значений пористости по ГИС
проверялись путём сопоставления значений пористости по керну (таблица 1.1).
Обработка ГИС проводилась по зависимостям для карбонатных коллекторов
в автоматизированном режиме по программе MultiMin, используемой в ТШО.
Набор каротажей пористости (НК, ГГКП, АК) вполне достаточен для определения
коэффициента пористости, литологии. В настоящее время эффективную
пористость можно определить благодаря появлению в комплексе ГИС
современного ядерно-магнитного каротажа. В значения пористости, полученные
по данным нейтронного, акустического и плотностного каротажа, вводилась
поправка за содержание битума. Для введения поправочного коэффициента
Кп..керн сравнивается с используемой ТШО (теоретической( каротажной
пористостью, равной
Кп.керн + 0,53Vбит.,
где 0,53(средняя величина увеличения пористости на 1% битума.
Поскольку Vбит не может быть определён в каждом пластопересечении, то
при отсутствии данных ЯМР, Vбит. керн принимается как статистическая оценка
этой величины, найденная по данным керна в зависимости от нахождения
скважины в определённой фациальной зоне. На современном этапе, когда уже в
шести скважинах (№№Т(47, Т(220, Т(463, Т(5050, Т(5056, Т(5246) в комплексе
ГИС включен ядерно-магнитный каротаж (ЯМР), по методике MultiMin определяют
Vбит.гис = Кп.ннк+ К п. ярм.
В названных скважинах, пробуренных со сплошным отбором керна,
сравнивались значения Vбит.гис и Vбит.керн.
Результаты этого сравнения свидетельствуют о достоверности
определений содержания битума по каротажу, с одной стороны, а также
правильности определения поправок в каротажную пористость за влияние
битума, с другой.
1.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности
Остаточная водонасыщенность на Тенгизе из-за отсутствия данных
электрического каротажа определялась по зависимости Ков=f(Кп), построенной
на замеренных прямым методом по керну значений Ков, с использованием
аналогичных данных по центрифуге и капиллярного давления. На базе
исследований 93 образцов на высокоскоростной центрифуге, позволивших учесть
влияние капиллярных эффектов, связанных с положением пласта относительно
уровня свободной воды (ВНК), было получено уравнение вида
Ков=10(ax+b),
где x-пористость, a и b-зависят от высоты над уровнем свободной воды
(ВНК).
Все данные и уравнения были проверены по керну и каротажу.При
подсчёте запасов коэффициент нефтенасыщенности определялся по данным ГИС с
использованием зависимости коэффициента водонасыщенности от коэффициента
открытой пористости, с учётом высоты над уровнем свободной воды (ВНК),
принятом условно на отметке минус 5450 м.
Удельные нефтенасыщенные объёмы (Vн.п) были расчитаны отдельно по
каждой скважине и представлены как средневзвешенные величины произведений
толщин, пористости и нефтенасыщенности (hхКпхКн), полученных в результате
интерпритации материалов ГИС.
Нефтенасыщенные толщины, пористость, нефтенасыщенность и удельные
объёмы нефтенасыщенных пор месторождения Тенгиз приведены в таблице 1.1
1.6 Определение проницаемости
Проницаемость определялась на приборе Hassler, особенностью которого
является создание обжимного давления в 2,8-6 МПа (400-900psi), что не
позволяло проскальзыванию газа между манжетой и цилиндром. Рабочим агентом
при измерении является азот. Проницаемость рассчитывалась с помощью
уравнения Дарси.
Проницаемость башкирских отложений изменяется от 0,4·10-3 (скв №Т –
120) до 340·10-3 мкм2 (№Т – 122), башкирских и серпуховских отложений от
0,13·10-3 (№Т – 117) до 121,6·10-3 мкм2 (№Т – 102), в окских – от 0,14·10-3
(№Т – 119) до 26,5·10-3 мкм2 (№Т – 115).
Проницаемость девонских отложений (№Т – 10) изменяется от 346,5·10-3
до 1976·10-3 мкм2.
1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.7.1 Свойства и состав нефти и газа
В 67 скважинах проводилось гидродинамические исследования, но оценка
фильтрационных свойств пластов проведена по данным 59 скважин. По Ι объекту
исследовалось 46 скважин, по ΙΙ – 5 и по ΙΙΙ – 1. Характерной особенностью
гидродинамических исследований на Тенгизе являются испытания методом
установившихся отборов.
Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и
поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения, как по
глубине, так и по простиранию, какой(либо закономерности изменения свойств
и состава пластовой нефти осредненной по всей залежи нет. С ростом глубины
залегания увеличиваются давление и температура. При этом повышение давления
увеличивает плотность и вязкость нефти, а повышение температуры их
уменьшает. В результате плотность и вязкость пластовой нефти по высоте
залежи остаются практически постоянным
По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой
нефти 620,6 кгм3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре
равно 25,26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой
нефти 585,9 м3т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПа·с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы
0,95%), малосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход
светлых фракций при разгонке до 300°С ( 70 %.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти
при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16,12
%, азота 1,34 %, метана 57,66 %, этана 11,49 %, пропана 5,99 %, высших
углеводородов (пропан + высшие) 9,46 %, гелия 0,02 %. Относительная
плотность газа по воздуху 0,869.
1.7.2 Свойства и состав пластовой воды
Воды продуктивных объектов на месторождении Тенгиз характеризуются
плотностью 1030(1031 кгм³ и минерализацией 37,5(44,7 гл. Общая жесткость
варьирует от 79 до 170 мг(эквл, рН среды нейтральная ( до 6,98.
генетический тип вод по классификации В.А.Сулина хлоркальциевый, с
преобладанием в составе вод ионов хлора (49,5%) и ионов натрия (49,0%),
Воды сильно метаморфизованы, практически бессульфатны, что характерно для
вод подсолевого комплекса. Глубинное происхождение вод подтверждается
присутствием в их составе лития (до 14 мгл), который, наряду с цезием,
является индикатором данных вод. Из микрокомпонентов, помимо лития,
определялись бор, бром, йод, аммоний и стронций, но содержание их в водах
оказалось незначительным. Концентрация сероводорода составила 1,52 гл.
Коэффициент сжимаемости пластовых вод рассчитан эмпирическим путем и
составляет 4,1·10-5. Коэффициент динамической вязкости вод, рассчитанный
для пластовой температуры 100°С, равен 0,282 мПа·с. Воды агрессивны по
отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозионной
активностью к стали и металлам (медь, цинк, железо и др.).
Воды первого и второго объекта на рассматриваемом месторождении до
настоящего времени остаются неизученными. В течение 1999г. из этих объектов
было отобрано несколько проб воды. Однако все они по тем или иным причинам
признаны непредставительными.
В результате исследований были получены зависимость остаточной
нефтенасыщенности от газопроницаемости пород продуктивных пластов
месторождения Тенгиз
В результате сравнительного анализа методов повышения
нефтеотдачи было выявлено, что вариант закачки воды менее привлекательный,
чем закачка газа.
1.8 Физико–гидродинамические характеристики пород
продуктивных пластов месторождения Тенгиз
Были рассмотрены варианты разработки месторождения Тенгиз на
естественном режиме, с поддержанием пластового давления путем закачки
сырого газа и воды. Для обоснования КИН при водонапорном режиме в
лабораторных условиях была определена величина коэффициента вытеснения
нефти водой, кривые относительной проницаемости и капиллярного давления
нефть-вода.
Расчетные значения коэффициентов вытеснения, рекомендуемые для оценки
нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I месторождения Тенгиз, приведены
в таблице 1.4
Расчетные значения коэффициентов вытеснения нефти газом,
рекомендуемые для оценки нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I
месторождения Тенгиз, приведены в таблице 1.5
1.9 Запасы нефти и газа
В соответствии с объектами разработки три объекта подсчёта запасов
(Ι, ΙΙ, ΙΙΙ). Для Ι объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому
подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных
фациальных зон (платформа, баундстоун, склон). В составе ΙΙ и ΙΙΙ объектов
подобъекты не выделялись, запасы подсчитаны отдельно для платформенной и
фланговой частей массива.
Большинство скважин находится в эксплуатации Ι объекта, часть из них
эксплуатирует совместно Ι+ΙΙ объекты и некоторые скважины(совместно
Ι+ΙΙ+ΙΙΙ объекты.
Ι объект подсчёта
Платформенная часть Ι объекта оценена по категориям В и С1.
Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными
скважинами согласно “технологической схеме разработки месторождения
Тенгиз”, по сетке 1414×1414 м, остальная площадь нефтеносности платформы
отнесена к категории С1.
Баундстоуны и склоны.
Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти
оценены по категориям С1 и С2. Участок баундстоуна, получивший развитие в
склоновой части месторождения (Т(32, Т(3), оценён по категории С2.
Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки
нефти оценены по категории С1 на площади равной кругу, радиусом 2,8 км
(удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть
площади нефтеносности склона отнесена к категории С2.
По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны
баундстоунов: внутренняя и внешняя.
Запасы во внутренних зонах баундстоунов, “опоясывающих” платформенную
часть, характеризующихся большими значениями объемов нефтенасыщенных пор,
максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной
продуктивностью пород, отнесены к категории С1. Запасы во внешних зонах
баундстоунов отнесены к категории С2 вследствие удалённости от
платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей
серпуховских и окских отложений оценены по категории С2.
ΙΙ объект подсчёта
Продуктивность и сам разрез ΙΙ объекта изучены значительно слабее,
чем Ι. Учитывая это обстоятельство, к категории С1 с определённой долей
условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из
которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и
склоновых частях месторождения. Запасы остальной части ΙΙ объекта
классифицируется по категории С2.
ΙΙΙ объект подсчёта
К категории С1 отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой
скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до
водонефтяного раздела классифицируется по категории С2.
Подсчёт запасов произведён объёмным методом.
Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз были
рассмотрены 8 вариантов эксплуатации:
- 4 варианта на естественном упруго(замкнутом режиме.
- режим закачки газа.
- 2 варианта режима закачки воды.
Запасы нефти и растворенного газа по каждому объекту и в целом по
месторождению приведены в таблице 1.6
84 % извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в Ι объекте, из
них 62 % запасов приурочены к платформенной части, 35 % к бортовой и 3 % к
склоновой. На данной стадии изученности запасы ΙΙ и ΙΙΙ объектов составляют
12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям
оценены 92 % запасов Ι объекта, 38 % запасов ΙΙ объекта и лишь 3 % запасов
ΙΙΙ объект.
2 ВЫБОР ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ
2.1 Обоснование и выбор методики расчета
В опытно(промышленной разработке месторождение находится с апреля
1991 года.
Тенгизское месторождение имеет трапециевидную форму: плоскую кровлю и
крутые крылья. Её размеры 22(23 км по изогипсе минус 5000 м, этаж
нефтеносности достигает 1400 м.
В составе карбонатного массива выделены три основные части:
платформенная, бортовая и крыльевая.
Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы:
объекты I, II, III.
Ι Объект включает отложения башкирско(серпуховско(окского возраста и,
как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейского(турнейский
комплекс пород, выделенных в объект ΙΙ. Объект ΙΙΙ составляет девонские
отложения.
В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему,
чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных
постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с
коллекторами Ι и ΙΙ объектов, разделенных в пределах платформы
“вулкаником”.
I объект является наиболее изученным. Башкирская часть разреза
вскрыта в разных зонах и в разном объеме во всех скважинах (кроме скважины
№Т(18); серпуховские отложения ( в 74 скважинах, окские ( в 46 скважинах.
Продуктивность Ι объекта в различных структурно(фациальных зонах
месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и
серпуховских отложений ( в 53 скважинах, из окских ( в 34 скважинах.
Отложения ΙΙ объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части
структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из
которых Т(52 и Т(53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.
Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4(х из
которых он опробован раздельно, а в остальных скважинах совместно с Ι или
ΙΙΙ объектами.
Наименее изученным является ΙΙΙ объект разработки, в
стратиграфическом плане приуроченный к позднефранскофаменским отложениям
верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский
разрез, вскрыт на разных участках месторождения.
Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти,
является отметка минус 5429 м. Данные длительной эксплуатации с высоким
суточным дебитом свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может
залегать намного ниже этой отметки.
2.2 Расчет РНМ
Гидродинамические расчеты составляют основную часть проектов
разработки нефтяных месторождений. Поэтому правильной постановке задач и
выбору расчетных параметров необходимо уделять особое внимание. В данном
случае все параметры, характеризующие первоначальное состояние залежи,
физические свойства пласта и пластовых жидкостей принимаются данные по
месторождению Тенгиз, собранные при геологическом изучении месторождения.
Как следует из геологического изучения, известняки выбранного
эксплуатационного объекта монолитные и характеризуются относительной
выдержанностью литолого-фациального состава, крепкие, хорошо
сцементированные. Это исключает образование песчаных пробок на забое
скважины, и с этой точки зрения дебиты скважин не ограничены. Поэтому темпы
разработки залежи будут ограничиваться забойными давлениями, количеством и
размещением скважин.
Исходные данные для проектирования скважины № Т-5044 объекта №1
1. Периметр расчетного контура Рр = 34000 м
2. Площадь в расчетном контуре Sн = 33,0∙106 м2
3. Эффективная мощность в контуре hн = 17,0 м
4. Глубина скважины H = 4500 м
5. Проницаемость k = 0,5∙10-12 м2
6. Вязкость нефти µн = 0,232∙103 Па∙с
7. Вязкость пластовой воды µв = 0,282 ∙103 Па∙с
8. Радиус скважины rс = 1,1 ∙10-3 м
9. Пористость m = 0,14
10. Коэффициент нефтенасыщения β = 0,876
11. Коэффициент нефтеотдачи η = 0,65
12. Пересчетный коэффициент в = 1,4 м3т
13. Пластовое давление Рпл = 64,35 МПа
Выбор забойного давления
Для выбора расчетных вариантов разработки необходимо знать предел
давления фонтанирования – минимальное забойное давление, при котором
возможно фонтанирование, которое определяется по формуле:
(2.1)
где Н = 4500 м – глубина скважины;
Р2 = 0,5 МПа – буферное давление;
Рнас = 25,3 МПа – давление насыщения;
Gэф = 22,2 м3т;
d = 2,5 – диаметр фонтанных труб, дюймы;
γср – средний удельный вес нефти, гсм3;
γн.пл = 0,76 гсм3 – удельный вес нефти в пластовых условиях;
γн.пов = 0,852 гсм3 – удельный вес нефти на поверхности.
(2.2)
Подставляя в формулу (2.1) приведенные данные, получим
Как видно, предел фонтанирования ниже начального на 48,95 МПа, что
позволяет рассматривать извлечение нефти из пласта фонтанным способом. В
связи с этим предел фонтанирования, равный 15,4 МПа, принимаем в дальнейшем
при расчете за нижний предел рациональной величины забойного давления.
Схематизация формы залежи
Выбранный эксплуатационный объект №1 имеет неправильную
геометрическую форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить
только на электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении
определенных условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой
дает достаточную точность. Заменим площадь объекта №1 площадью кольца,
внешний периметр которого равен периметру расчетного контура.
Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом
делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной
трети и менее одной второй (1:3 а:b 1:2). Если эта величина будет менее
одной трети, то месторождение моделируется полосой.
Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного
контура)
(2.3)
Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия
равенства площадей (запасов):
(2.4)
откуда
(2.5)
Как было указано, радиус расчетного контура равен 5414 м, радиус
последнего ряда 4336 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них располагаем
по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки исследуем
три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов, а именно,
от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в эксплуатации
находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего ряда означает
конец этапа.
Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда
(2.6)
где rц = r3 = 4336 м – радиус последнего ряда.
На графике (рисунок 2.1) для заданного р3 и числа рядов, равного
трем, получим
тогда
По этому же графику находим
(2.7)
откуда
Находим значения ,
Зная величины и число рядов, работающих одновременно,
находим на графике (рисунок 2.2) расстояние между скважинами в ряду.
Соединяя точки, соответствующие значениями 0,12; 0,17; 0,19 на оси с
точкой 10,2 на оси найдем 2на каждом ряду для трех вариантов
разработки.
Все значения сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 - Значения (rc для трех рядов трех вариантов разработки
I вариант II вариант III вариант
1 ряд 3∙104 8,2∙104 9∙104
2 ряд 2,8∙104 7,8∙104 8∙104
3 ряд 2,5∙104 6,9∙104 7,5∙104
Откуда находим значения 2(таблица 2.2)
Таблица 2.2 - Расстояние между скважинами
2 I вариант II вариант III вариант
1 ряд 66 180 198
2 ряд 62 172 176
3 ряд 55 152 165
Окончательно принимается:
Найдем число скважин в рядах
(2.8)
значения, которых сводим в таблицу 2.3
Таблица 2.3 - Число скважин в рядах
n I вариант II вариант III вариант
1 ряд 487 165 138
2 ряд 518 173 155
3 ряд 584 196 165
Определение дебитов на отдельных этапах разработки для расчетных
вариантов
Для определения ориентировочного времени разработки производим
расчеты всех вариантов по формулам жесткого режима. Все расчеты
производятся при постоянном забойном давлении. Работают одновременно три
ряда. Время отключений считаем объемным методом. Расчеты на этой стадии
производятся без учета добычи воды.
Забойные давления принимаем равными минимальному давлению
фонтанированию. Давление на линии нагнетания принимается равным начальному
пластовому давлению.
Для удобства расчетов все необходимые величины сводим в таблицу. Для
каждого варианта составляется отдельная таблица. Рассмотрим вариант с тремя
рядами.
Найдем запасы между рядами
(2.9)
Дебиты совместно работающих рядов определяются по формуле:
(2.10)
где Рcj – забойное давление скважины j-го ряда;
Ωj и ωj – внешние и внутренние сопротивления j-го ряда;
Qj – дебит j-го ряда.
При одновременной работе трех рядов (первый этап варианта I) система
уравнений имеет вид:
(2.11)
Значения Рсi = Рзаб = 15,4 МПа Результаты решения системы для трех
вариантов представлены в таблице 2.4.
Для выбора рационального варианта сделаем уточнения, принимая что во
всех вариантах на первом этапе добывается 5 % воды, на втором и третьем
этапах 15 % воды.
Определим среднегодовую добычу нефти за вычетом попутной воды по
этапам:
I вариант.
1.
2.
3.
II вариант
1.
2.
3.
III вариант
1.
2.
3.
Уточненные сроки разработки для I варианта:
1.
2.
3.
В таблице 2.4 указаны уточненные сроки разработки для всех вариантов.
Добыча попутной воды по этапам для трех вариантов:
I вариант
1.
2.
3.
II вариант
1.
2.
3.
III вариант
1.
2.
3.
Расчет поддержания пластового давления
Определение количества нагнетаемой воды
Для поддержания пластового давления (ППД) в пласт необходимо
закачивать столько воды, сколько отбирается жидкости из этого пласта.
Обьем воды требуемой для нагнетания:
I вариант
1.
2.
3.
II вариант
1.
2.
3.
III вариант
1.
2.
3.
Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
Давления на забое нагнетательных скважин определяется по формуле:
(2.12)
где - давление на выкиде насоса;
- гидростатическое давление столба воды в нагнетательной
скважине;
- потери давления на трение, определяемые по формуле
Дарси-Вейсбаха:
(2.13)
где - коэффициент трения, для определения которого найдем число
Рейнольдса по формуле:
(2.14)
где D = 10 см - диаметр колонны;
μ = 1мПа∙с - вязкость закачиваемой воды.
Принимая объем нагнетаемой воды q=600м3сут., найдем:
Так как , то определяем по формуле Блазиуса:
(2.15)
Тогда
Таким образом
Определение числа нагнетательных скважин
Число нагнетательных скважин определяется трансцендентного уравнения
(2.16)
где - коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной
скважины;
- объем закачки воды;
- динамическая вязкость закачиваемой воды;
- радиус нагнетательного ряда;
- приведенный радиус нагнетательной скважины.
Необходимое число нагнетательных скважин по вариантам разработки для
всех этапов:
I вариант
II вариант
III вариант
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.
Рисунок 2.1 Расчетная диаграмма расположения рядов скважин
Рисунок 2.2 Номограмма для определения расстояния между
скважинами
3 ПОДГОТОВКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ И ТЕХНИКО-ЭКОНО-МИЧЕСКОЙ ОСНОВЫ ДЛЯ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
3.1 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и режимов
На данном этапе геологической изученности девонской части разреза
месторождения, нижняя граница нефти принята условно на отметке минус 5450 м
за исключением районов скважин Т-47 и Т-6337.
В целом все объекты образуют единую гидродинамическую систему.
Залежи нефти месторождения Тенгиз характеризуются аномально высокими
пластовыми давлениями. Начальное пластовое давление при градиенте
вертикального давления 0,0183 МПам на глубине минус 4500 м составляет
82,35 МПа.
Пластовая температура на глубине минус 4500 м принята равной 109,4 °С
по результатам обработки зависимости глубина – температура. Величина
геотермического градиента, полученная в результате термометрических
исследований, осуществляемых совместно с замерами начального пластового
давления, составила 1,86 °С100м.
Исходя из аномально высоких пластовых давлений и высоких температур,
наличия низкопоровых коллекторов в подошвенной части резервуара, а также
учитывая очень слабые притоки пластовой воды из нижней части разреза,
разработку месторождения предполагалось осуществлять на упруго-замкнутом
режиме.
На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся
гидродинамические исследования, а именно:
- исследование методом восстановления давления, осуществляемое при
закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на
одном (постоянном) режиме;
- комплексное гидродинамическое исследование, включающее
исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на
2-х и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при
последующей остановке скважины для снятия КВД;
- исследование интерференции между парами скважин.
Динамика гидродинамических исследований выявила изменение таких
параметров, как проводимость, проницаемость, скин-фактор, коэффициент
продуктивности.
Изменение продуктивных и ёмкостно-фильтрационных характеристик пласта
в скважинах вызвано:
- проведением мероприятий по дополнительной перфорации
продуктивных горизонтов;
- проведением мероприятий по интенсификации притока в скважину
(СКО, КГРП).
Результаты гидродинамических исследований скважин месторождения
Тенгиз представлены в таблице 3.1.
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения
методов повышения нефтеизвлечения
3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки, пластово давления в зонах отбора
Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в
апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной
институтом Гипровостокнефть и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986
году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).
С марта 1999 г. и до настоящего времени разработка месторождения
осуществляется согласно проекту опытно-промышленной разработки,
выполненному институтом НИПИмунайгаз и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3
от 25.03.99 г.).
При этом эксплуатационный фонд составляет 58 скважин, из них дающих
продукцию 45 скважин. Введенные в эксплуатацию добывающие скважины
расположены, в основном, в центральной части месторождения с наибольшей
нефтенасыщенной толщиной пласта (более 1000 м), поэтому являются наиболее
производительными.
Давление на устье нефтедобывающих скважин находится в диапазоне 10-50
МПа. Ввод добывающих скважин в эксплуатацию существенно отстает от
запроектированного количества.
Анализ изменения фонда скважин, дающих продукцию, выявил рост фонда с
1991 г. до 1992 г., снижение фонда в 1993, 1994 гг., стабилизацию фонда
скважин в 1995 г. и рост в 1996 и 1997 годах.
Отработанное время на действующую скважину также практически
постоянно возрастало, кроме 1993 г. Самое низкое значение по промыслу
отмечено в 1993 г., затем наблюдался ежегодный рост среднего дебита
действующих скважин по нефти. В 2002 году происходит интенсивное
разбуривание месторождения.
Основными характеристиками работы фонда добывающих скважин являются
коэффициент использования и коэффициент эксплуатации. Первый представляет
собой отношение действующего фонда скважин к эксплуатационному, второй -
отношение фактически отработанного времени к календарному времени.
Коэффициент использования изменялся от 0,512 (1991 г.) до 0.912 (2006
г.) в среднем за все время разработки составил - 0,712. На сегодняшний день
его величина составляет 0,725.
Коэффициент эксплуатации колебался от 0,645 (1993 г.) до 0,917 (2006
г.) и в среднем за анализируемый период составил 0,781. Достаточно низкие
средние значения коэффициентов использования и эксплуатации действующего
фонда скважин во многом обусловлены целенаправленным отключением
действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы
нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.
В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414м
х 1414м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между
скважинами.
Средний текущий дебит нефти одной добывающей скважины, составляет 550-
650 тсут.
В настоящее время 76 % общего количества скважин ведут добычу в
северной части месторождения (45 добывающие скважины) и 13 скважин ведут
добычу в его южной части.
Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит
к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое
их увеличение.
Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени
типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может
отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также
уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу
с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита.
Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате
добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита
отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных
толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не
только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в
активную разработку.
Определенное влияние на динамику дебитов оказывает постоянное
регулирование отборов из-за ограниченной мощности завода по переработке.
Как уже отмечалось ранее, залежь нефти месторождения Тенгиз
характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение
начального пластового давления над гидростатическим давлением, или
коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между
пластовым давлением и давлением насыщения.
Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет
82,35 МПа, давление насыщения нефти газом - 25,6 МПа. На текущую дату
разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение
забойного давления ниже давления насыщения.
Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме,
при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению
давления в залежи.
В настоящее время пластовое давление в 1-м объекте разработки
снизилось примерно на 20,0 МПа. Большинство замеров пластового давления
имеется по скважинам, вскрывшим верхнюю часть эксплуатационного объекта, и
лишь в небольшой части скважин нижняя дыра перфорации находится в его
подошвенной части.
Наибольшее снижение пластового давления отмечается, конечно, по 1-му
эксплуатационному объекту, поскольку подавляющая часть добычи нефти
приходится на него.
Максимальное снижение пластового давления фиксируется в кровельной
части пласта, а к подошве залежи 1-го эксплуатационного объекта давление
возрастает.
Такое распределение пластового давления с глубиной объясняется тем,
что подавляющая часть добывающих скважин перфорированы и ведут отбор нефти
только из верхней трети нефтяной залежи 1-го объекта, а нижние две трети
залежи перфорированы и дренируются лишь отдельными скважинами.
Распределение давления с глубиной существенно различается от того, в
какой зоне расположена конкретная скважина – в зоне платформы, в
прибортовой зоне или в зоне крыльев.
Рисунок 1- Карта изобар месторождения Тенгиз (2004-2005гг.).
3.2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
За время эксплуатации по состоянию ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Дипломдық жоба төрт негiзгi бөлiмдерден тұрады:
– технико-технологиялық;
– экономикалық;
– еңбектi қорғау;
– қоршаған ортаны қорғау.
Технико-технологиялық бөлiмiнде Теңіз кен орнының геологиялық
зерттелгенi, мұнайгаздылығы, стратиграфиясы, тектоникасы, ұңғы фонды
сипатталады, игерудiң қазiргi жағдайының талдауы келтiрiлген.
Сонымен қатар кен орнында негізгі мұнай өнімін арттыру әдісінің
бірі болып келетін қабатты қышқыл сұйықпен жару әдісінің талдауы
жүргізілген.
Экономикалық бөлiмiнде негiзгi экономикалық көрсеткiштер мен жылдық
экономикалық нәтиженiң есебi берiлген.
Еңбектi қорғау және қоршаған ортаны қорғау бөлiмдерiнде Теңіз кен
орнындағы жұмыскерлердiң қабатты қышқыл сұйықпен жару әдісін жүргізу
кезінде және қоршаған ортаның қауiпсiздiгiн қамтамасыз ететiн шаралар
қарастырылады.
АННОТАЦИЯ
Настоящий дипломный проект составлен по фактическим материалам
месторождения Тенгиз и состоит из пяти основных частей:
- технико-технологическая;
- экономическая;
- охрана труда;
- охрана окружающей среды;
- научная часть.
В технико-технологической части рассматривается теоретические основы
подтверждающего действенность предлогаемового нововведения подтверждаются
работой (Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологией
, глава 5, стр. 225).
В настоящем дипломном проекте, с целью повышения эффективности, и как
следствие, потери абсорбента амина предлагается замена рабочего тела
сепаратора с жалюзийного типа (вариант 1) на ниточный тип (вариант 2).
В экономической части дан расчет основных экономических
показателей и годового экономического эффекта от внедрения данного
мероприятия.
В разделах охраны труда и охраны окружающей среды, рассматриваются
мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей
среды на месторождении Тенгиз.
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Тенгиз было открыто в 1979 году. В 1981 году Тенгизская
скважина Т-1 при опробовании дала первый фонтанный приток нефти. Это
положило начало разработке месторождения с 1,25 млрд, тонн извлекаемых
запасов углеводородного сырья. В наши дни оператор месторождения СП
Тенгизшевройл ведет пересчет запасов, окончательную цифру назовут в
Проекте разработки, который будет написан уже в этом году.
В настоящее время участниками совместного предприятия, кроме
корпорации Шеврон-Тексако являются: РК в лице ННК Казмунайгаз, компания
Эксон-Мобил, ЛукАрко.
Тенгизский коллектор является одним крупнейших в мире сверх
гигантских нефтеносных коллекторов (6-ое по запасам месторождение в мире).
Это является причиной сложностей, возникающих в процессах добычи и
разработки месторождения. Большое содержание сероводорода, высокое
пластовое давление, сложность при бурении, проявление межколонных давлений
- все это приводит к усложнению и удорожанию извлечения нефти.
Основной сутью нововведение, предлогаемового в настоящем
дипломном проекте, является интенсификация массообменных процессов за счет
повышения степени наполняемости рабочем телом внутреннего пространства
массообменного аппарата.
Теоретические основы подтверждающего действенность
предлогаемового нововведения подтверждаются работой (Касаткин А.Г.
Основные процессы и аппараты химической технологией , глава 5, стр. 225).
В настоящем дипломном проекте, с целью повышения
эффективности, и как следствие, потери абсорбента амина предлагается замена
рабочего тела сепаратора с жалюзийного типа (вариант 1) на ниточный тип
(вариант 2).
1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖ-ДЕНИЯ
1.1 Характеристика геологического строения
В опытно(промышленной разработке месторождение находится с апреля
1991 года.
Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу,
состоящую из карбонатных массивов ране(среднекаменноугольного возраста,
расположенных на общем девонском карбонатном основании.
В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен
отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.
В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в южной
части Прикаспийской геологической провинции и приурочено к
Тенгиз(Кашаганской сейсмологической области.
Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти,
имеет трапециевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры
22(23 км по изогипсе минус 5000 м, этаж нефтеносности достигает 1400 м.
По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе
карбонатного массива выделены три основные части: платформенная, бортовая
(Рим, марджин) и крыльевая (склон).
Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы:
объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:
- чрезвычайно большой эффективной мощностью;
- наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений
толщиной 40(50 м, изолирующих башкирско(серпуховско(окскую
часть коллектора в пределах платформы от нижнвизейско(турнейской;
- резко различными свойствами в различных интервалах коллектора;
- различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных
объектах.
Объект Ι включает отложения башкирско(серпуховско(окского возраста и,
как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейского(турнейский
комплекс пород, выделенных в объект ΙΙ. Объект ΙΙΙ составляет девонские
отложения.
В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему,
чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных
постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с
коллекторами Ι и ΙΙ объектов, разделенных в пределах платформы
“вулкаником”.
I объект является наиболее изученным как в плане литолого-фациального
анализа пород, так и в отношении продуктивности и эксплуатационной
характеристики скважин. Башкирская часть разреза вскрыта в разных зонах и в
разном объеме во всех скважинах (кроме скважины №Т(18); серпуховские
отложения ( в 74 скважинах, окские ( в 46 скважинах. Наиболее количество
пробуренных скважин, и, следовательно, проведённых исследований, приходится
на платформенную часть структуры, тогда как склоны изучены менее
детально.
Продуктивность Ι объекта в различных структурно(фациальных зонах
месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и
серпуховских отложений ( в 53 скважинах, из окских ( в 34 скважинах.
Отложения ΙΙ объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части
структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из
которых Т(52 и Т(53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.
Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4(х из
которых он опробован раздельно, а в остальных скважинах совместно с Ι или
ΙΙΙ объектами. Работающие интервалы IΙ объекта при совместном опробовании с
другими объектами установлены по данным анализа PLT.
Наименее изученным является ΙΙΙ объект разработки, в
стратиграфическом плане приуроченный к позднефранскофаменским отложениям
верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский
разрез, вскрыт на разных участках месторождения. Толщины ΙΙΙ объекта
рассматриваются при нижней границе, соответствующей оконтуривающей изогипсе
и максимально возможному положению ВНК на отметке минус 5450 м.
Максимальная толщина ΙΙΙ объекта до 450(500 м отмечается в северной части
платформы.
Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти,
является отметка минус 5429 м (подошва опробованного интервала в скважине
№Т(10). Данные длительной эксплуатации с высоким суточным дебитом
свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может залегать намного
ниже этой отметки.
При испытании скважины №Т(6846 открытым стволом, нижняя отметка
получения нефти(минус 5461,8 (по данным PLT). В скважине №Т(47 при
опробовании интервала ((5378(5459) получено 99% воды, в скважине №Т(6337
при отборе проб вода получена с отметки минус 5400 м.
При данной степени изученности, можно однозначно сказать, что
водо(нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно
определить его положение невозможно.
1.2 Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных
объектов и их неоднородности
Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему
подсолевому карбонатному комплексу пород, представленному преимущественно
неглинистыми известняками с прослоями тонких рассеянных туфогенных
аргиллитов и незначительными слоями доломитов.
Породы характеризуются сложной структурой порового пространства, что
обусловлено первичными условиями осадконакопления, диагенетическими и
эпигенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости
оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С
другой стороны, заполнение пор битумом, вторичным кальцитом, доломитом,
окремление приводили к ухудшению ёмкостных свойств.
По результатам исследования керна из старого фонда скважин, с
использованием базового кернового материала из новых скважин следует, что
пористость пород изменяется от 0,1 до 24%. Проницаемость по керну
изменяется от 0,001 мд до 800 мд.
Установлено, что пустотное пространство пород(коллекторов довольно
сложное, и слагается из первичной межзерновой пористости, вторичных пор,
каверн и трещин. На месторождении установлено три типа коллекторов:
- поровый;
- трещино(каверново(поровый, каверново - поровый;
- трещинный.
Поровые, каверново(поровые и трещинно(каверново(поровые коллектора
развиты в пределах платформы, включая бортовые части, а также на отдельных
участках склона.
Наибольшие средние величины пористости пород (до 12%) отмечены в
башкирских и окских отложениях Ι объекта, в сводовой и присводовой
платформенной частях массива. При этом пористость отдельных интервалов
разреза достигает 25%. В окских отложениях, при сохранении тенденции
распространения наибольших значений пористости в сводовой и присводовой
частях платформы, обособлен участок (район скважины №Т(109), где средняя
пористость разреза составляет 13,5%. С глубиной, а также к краям платформы,
и на большей части склона происходит уменьшение пористости пород, значения
которой в коллекторах ΙΙ и ΙΙΙ объектов заметно снижены (до 3(1%).
1.3 Выделение коллектора
Из(за геолого-технических условий проведения ГИС, выделение
коллекторов и оценка эффективных нефтенасыщенных толщин на Тенгизе не может
быть произведена по стандартному набору качественных признаков
(проникновение раствора в пласт, наличие глинистой корки, значения
радиального градиента электрического сопротивления и данных специальных
исследований на керне(проникновение фильтрата в керн измерение фазовой или
эффективной проницаемости и др.).
В ТШО придерживаются концепций, не использующей понятие граничного
значения открытой пористости, основанной на анализе симуляционной модели.
Симуляционная модель коллектора предполагает, что со временем по мере
падения пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти
из всех низкопоровых коллекторов. В принципе симуляционная модель
коллектора позволит определить, какие продуктивные зоны будут работать
продолжительное время.
Исходя из того, что на данном месторождении не используется понятие
граничного значения открытой пористости, в расчёт эффективных
нефтенасыщенных толщин взята вся толща продуктивного резервуара, за
исключением пластов глин и туфоаргиллитов, однозначно выделяемых по
комплексу ГИС.
1.4 Определение коэффициента пористости
Коэффициент открытой пористости для подсчёта запасов определяли по
данным ГИС и керну, достоверность определения значений пористости по ГИС
проверялись путём сопоставления значений пористости по керну (таблица 1.1).
Обработка ГИС проводилась по зависимостям для карбонатных коллекторов
в автоматизированном режиме по программе MultiMin, используемой в ТШО.
Набор каротажей пористости (НК, ГГКП, АК) вполне достаточен для определения
коэффициента пористости, литологии. В настоящее время эффективную
пористость можно определить благодаря появлению в комплексе ГИС
современного ядерно-магнитного каротажа. В значения пористости, полученные
по данным нейтронного, акустического и плотностного каротажа, вводилась
поправка за содержание битума. Для введения поправочного коэффициента
Кп..керн сравнивается с используемой ТШО (теоретической( каротажной
пористостью, равной
Кп.керн + 0,53Vбит.,
где 0,53(средняя величина увеличения пористости на 1% битума.
Поскольку Vбит не может быть определён в каждом пластопересечении, то
при отсутствии данных ЯМР, Vбит. керн принимается как статистическая оценка
этой величины, найденная по данным керна в зависимости от нахождения
скважины в определённой фациальной зоне. На современном этапе, когда уже в
шести скважинах (№№Т(47, Т(220, Т(463, Т(5050, Т(5056, Т(5246) в комплексе
ГИС включен ядерно-магнитный каротаж (ЯМР), по методике MultiMin определяют
Vбит.гис = Кп.ннк+ К п. ярм.
В названных скважинах, пробуренных со сплошным отбором керна,
сравнивались значения Vбит.гис и Vбит.керн.
Результаты этого сравнения свидетельствуют о достоверности
определений содержания битума по каротажу, с одной стороны, а также
правильности определения поправок в каротажную пористость за влияние
битума, с другой.
1.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности
Остаточная водонасыщенность на Тенгизе из-за отсутствия данных
электрического каротажа определялась по зависимости Ков=f(Кп), построенной
на замеренных прямым методом по керну значений Ков, с использованием
аналогичных данных по центрифуге и капиллярного давления. На базе
исследований 93 образцов на высокоскоростной центрифуге, позволивших учесть
влияние капиллярных эффектов, связанных с положением пласта относительно
уровня свободной воды (ВНК), было получено уравнение вида
Ков=10(ax+b),
где x-пористость, a и b-зависят от высоты над уровнем свободной воды
(ВНК).
Все данные и уравнения были проверены по керну и каротажу.При
подсчёте запасов коэффициент нефтенасыщенности определялся по данным ГИС с
использованием зависимости коэффициента водонасыщенности от коэффициента
открытой пористости, с учётом высоты над уровнем свободной воды (ВНК),
принятом условно на отметке минус 5450 м.
Удельные нефтенасыщенные объёмы (Vн.п) были расчитаны отдельно по
каждой скважине и представлены как средневзвешенные величины произведений
толщин, пористости и нефтенасыщенности (hхКпхКн), полученных в результате
интерпритации материалов ГИС.
Нефтенасыщенные толщины, пористость, нефтенасыщенность и удельные
объёмы нефтенасыщенных пор месторождения Тенгиз приведены в таблице 1.1
1.6 Определение проницаемости
Проницаемость определялась на приборе Hassler, особенностью которого
является создание обжимного давления в 2,8-6 МПа (400-900psi), что не
позволяло проскальзыванию газа между манжетой и цилиндром. Рабочим агентом
при измерении является азот. Проницаемость рассчитывалась с помощью
уравнения Дарси.
Проницаемость башкирских отложений изменяется от 0,4·10-3 (скв №Т –
120) до 340·10-3 мкм2 (№Т – 122), башкирских и серпуховских отложений от
0,13·10-3 (№Т – 117) до 121,6·10-3 мкм2 (№Т – 102), в окских – от 0,14·10-3
(№Т – 119) до 26,5·10-3 мкм2 (№Т – 115).
Проницаемость девонских отложений (№Т – 10) изменяется от 346,5·10-3
до 1976·10-3 мкм2.
1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.7.1 Свойства и состав нефти и газа
В 67 скважинах проводилось гидродинамические исследования, но оценка
фильтрационных свойств пластов проведена по данным 59 скважин. По Ι объекту
исследовалось 46 скважин, по ΙΙ – 5 и по ΙΙΙ – 1. Характерной особенностью
гидродинамических исследований на Тенгизе являются испытания методом
установившихся отборов.
Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и
поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения, как по
глубине, так и по простиранию, какой(либо закономерности изменения свойств
и состава пластовой нефти осредненной по всей залежи нет. С ростом глубины
залегания увеличиваются давление и температура. При этом повышение давления
увеличивает плотность и вязкость нефти, а повышение температуры их
уменьшает. В результате плотность и вязкость пластовой нефти по высоте
залежи остаются практически постоянным
По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой
нефти 620,6 кгм3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре
равно 25,26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой
нефти 585,9 м3т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПа·с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы
0,95%), малосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход
светлых фракций при разгонке до 300°С ( 70 %.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти
при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16,12
%, азота 1,34 %, метана 57,66 %, этана 11,49 %, пропана 5,99 %, высших
углеводородов (пропан + высшие) 9,46 %, гелия 0,02 %. Относительная
плотность газа по воздуху 0,869.
1.7.2 Свойства и состав пластовой воды
Воды продуктивных объектов на месторождении Тенгиз характеризуются
плотностью 1030(1031 кгм³ и минерализацией 37,5(44,7 гл. Общая жесткость
варьирует от 79 до 170 мг(эквл, рН среды нейтральная ( до 6,98.
генетический тип вод по классификации В.А.Сулина хлоркальциевый, с
преобладанием в составе вод ионов хлора (49,5%) и ионов натрия (49,0%),
Воды сильно метаморфизованы, практически бессульфатны, что характерно для
вод подсолевого комплекса. Глубинное происхождение вод подтверждается
присутствием в их составе лития (до 14 мгл), который, наряду с цезием,
является индикатором данных вод. Из микрокомпонентов, помимо лития,
определялись бор, бром, йод, аммоний и стронций, но содержание их в водах
оказалось незначительным. Концентрация сероводорода составила 1,52 гл.
Коэффициент сжимаемости пластовых вод рассчитан эмпирическим путем и
составляет 4,1·10-5. Коэффициент динамической вязкости вод, рассчитанный
для пластовой температуры 100°С, равен 0,282 мПа·с. Воды агрессивны по
отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозионной
активностью к стали и металлам (медь, цинк, железо и др.).
Воды первого и второго объекта на рассматриваемом месторождении до
настоящего времени остаются неизученными. В течение 1999г. из этих объектов
было отобрано несколько проб воды. Однако все они по тем или иным причинам
признаны непредставительными.
В результате исследований были получены зависимость остаточной
нефтенасыщенности от газопроницаемости пород продуктивных пластов
месторождения Тенгиз
В результате сравнительного анализа методов повышения
нефтеотдачи было выявлено, что вариант закачки воды менее привлекательный,
чем закачка газа.
1.8 Физико–гидродинамические характеристики пород
продуктивных пластов месторождения Тенгиз
Были рассмотрены варианты разработки месторождения Тенгиз на
естественном режиме, с поддержанием пластового давления путем закачки
сырого газа и воды. Для обоснования КИН при водонапорном режиме в
лабораторных условиях была определена величина коэффициента вытеснения
нефти водой, кривые относительной проницаемости и капиллярного давления
нефть-вода.
Расчетные значения коэффициентов вытеснения, рекомендуемые для оценки
нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I месторождения Тенгиз, приведены
в таблице 1.4
Расчетные значения коэффициентов вытеснения нефти газом,
рекомендуемые для оценки нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I
месторождения Тенгиз, приведены в таблице 1.5
1.9 Запасы нефти и газа
В соответствии с объектами разработки три объекта подсчёта запасов
(Ι, ΙΙ, ΙΙΙ). Для Ι объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому
подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных
фациальных зон (платформа, баундстоун, склон). В составе ΙΙ и ΙΙΙ объектов
подобъекты не выделялись, запасы подсчитаны отдельно для платформенной и
фланговой частей массива.
Большинство скважин находится в эксплуатации Ι объекта, часть из них
эксплуатирует совместно Ι+ΙΙ объекты и некоторые скважины(совместно
Ι+ΙΙ+ΙΙΙ объекты.
Ι объект подсчёта
Платформенная часть Ι объекта оценена по категориям В и С1.
Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными
скважинами согласно “технологической схеме разработки месторождения
Тенгиз”, по сетке 1414×1414 м, остальная площадь нефтеносности платформы
отнесена к категории С1.
Баундстоуны и склоны.
Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти
оценены по категориям С1 и С2. Участок баундстоуна, получивший развитие в
склоновой части месторождения (Т(32, Т(3), оценён по категории С2.
Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки
нефти оценены по категории С1 на площади равной кругу, радиусом 2,8 км
(удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть
площади нефтеносности склона отнесена к категории С2.
По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны
баундстоунов: внутренняя и внешняя.
Запасы во внутренних зонах баундстоунов, “опоясывающих” платформенную
часть, характеризующихся большими значениями объемов нефтенасыщенных пор,
максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной
продуктивностью пород, отнесены к категории С1. Запасы во внешних зонах
баундстоунов отнесены к категории С2 вследствие удалённости от
платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей
серпуховских и окских отложений оценены по категории С2.
ΙΙ объект подсчёта
Продуктивность и сам разрез ΙΙ объекта изучены значительно слабее,
чем Ι. Учитывая это обстоятельство, к категории С1 с определённой долей
условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из
которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и
склоновых частях месторождения. Запасы остальной части ΙΙ объекта
классифицируется по категории С2.
ΙΙΙ объект подсчёта
К категории С1 отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой
скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до
водонефтяного раздела классифицируется по категории С2.
Подсчёт запасов произведён объёмным методом.
Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз были
рассмотрены 8 вариантов эксплуатации:
- 4 варианта на естественном упруго(замкнутом режиме.
- режим закачки газа.
- 2 варианта режима закачки воды.
Запасы нефти и растворенного газа по каждому объекту и в целом по
месторождению приведены в таблице 1.6
84 % извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в Ι объекте, из
них 62 % запасов приурочены к платформенной части, 35 % к бортовой и 3 % к
склоновой. На данной стадии изученности запасы ΙΙ и ΙΙΙ объектов составляют
12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям
оценены 92 % запасов Ι объекта, 38 % запасов ΙΙ объекта и лишь 3 % запасов
ΙΙΙ объект.
2 ВЫБОР ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ
2.1 Обоснование и выбор методики расчета
В опытно(промышленной разработке месторождение находится с апреля
1991 года.
Тенгизское месторождение имеет трапециевидную форму: плоскую кровлю и
крутые крылья. Её размеры 22(23 км по изогипсе минус 5000 м, этаж
нефтеносности достигает 1400 м.
В составе карбонатного массива выделены три основные части:
платформенная, бортовая и крыльевая.
Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы:
объекты I, II, III.
Ι Объект включает отложения башкирско(серпуховско(окского возраста и,
как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейского(турнейский
комплекс пород, выделенных в объект ΙΙ. Объект ΙΙΙ составляет девонские
отложения.
В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему,
чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных
постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с
коллекторами Ι и ΙΙ объектов, разделенных в пределах платформы
“вулкаником”.
I объект является наиболее изученным. Башкирская часть разреза
вскрыта в разных зонах и в разном объеме во всех скважинах (кроме скважины
№Т(18); серпуховские отложения ( в 74 скважинах, окские ( в 46 скважинах.
Продуктивность Ι объекта в различных структурно(фациальных зонах
месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и
серпуховских отложений ( в 53 скважинах, из окских ( в 34 скважинах.
Отложения ΙΙ объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части
структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из
которых Т(52 и Т(53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.
Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4(х из
которых он опробован раздельно, а в остальных скважинах совместно с Ι или
ΙΙΙ объектами.
Наименее изученным является ΙΙΙ объект разработки, в
стратиграфическом плане приуроченный к позднефранскофаменским отложениям
верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский
разрез, вскрыт на разных участках месторождения.
Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти,
является отметка минус 5429 м. Данные длительной эксплуатации с высоким
суточным дебитом свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может
залегать намного ниже этой отметки.
2.2 Расчет РНМ
Гидродинамические расчеты составляют основную часть проектов
разработки нефтяных месторождений. Поэтому правильной постановке задач и
выбору расчетных параметров необходимо уделять особое внимание. В данном
случае все параметры, характеризующие первоначальное состояние залежи,
физические свойства пласта и пластовых жидкостей принимаются данные по
месторождению Тенгиз, собранные при геологическом изучении месторождения.
Как следует из геологического изучения, известняки выбранного
эксплуатационного объекта монолитные и характеризуются относительной
выдержанностью литолого-фациального состава, крепкие, хорошо
сцементированные. Это исключает образование песчаных пробок на забое
скважины, и с этой точки зрения дебиты скважин не ограничены. Поэтому темпы
разработки залежи будут ограничиваться забойными давлениями, количеством и
размещением скважин.
Исходные данные для проектирования скважины № Т-5044 объекта №1
1. Периметр расчетного контура Рр = 34000 м
2. Площадь в расчетном контуре Sн = 33,0∙106 м2
3. Эффективная мощность в контуре hн = 17,0 м
4. Глубина скважины H = 4500 м
5. Проницаемость k = 0,5∙10-12 м2
6. Вязкость нефти µн = 0,232∙103 Па∙с
7. Вязкость пластовой воды µв = 0,282 ∙103 Па∙с
8. Радиус скважины rс = 1,1 ∙10-3 м
9. Пористость m = 0,14
10. Коэффициент нефтенасыщения β = 0,876
11. Коэффициент нефтеотдачи η = 0,65
12. Пересчетный коэффициент в = 1,4 м3т
13. Пластовое давление Рпл = 64,35 МПа
Выбор забойного давления
Для выбора расчетных вариантов разработки необходимо знать предел
давления фонтанирования – минимальное забойное давление, при котором
возможно фонтанирование, которое определяется по формуле:
(2.1)
где Н = 4500 м – глубина скважины;
Р2 = 0,5 МПа – буферное давление;
Рнас = 25,3 МПа – давление насыщения;
Gэф = 22,2 м3т;
d = 2,5 – диаметр фонтанных труб, дюймы;
γср – средний удельный вес нефти, гсм3;
γн.пл = 0,76 гсм3 – удельный вес нефти в пластовых условиях;
γн.пов = 0,852 гсм3 – удельный вес нефти на поверхности.
(2.2)
Подставляя в формулу (2.1) приведенные данные, получим
Как видно, предел фонтанирования ниже начального на 48,95 МПа, что
позволяет рассматривать извлечение нефти из пласта фонтанным способом. В
связи с этим предел фонтанирования, равный 15,4 МПа, принимаем в дальнейшем
при расчете за нижний предел рациональной величины забойного давления.
Схематизация формы залежи
Выбранный эксплуатационный объект №1 имеет неправильную
геометрическую форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить
только на электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении
определенных условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой
дает достаточную точность. Заменим площадь объекта №1 площадью кольца,
внешний периметр которого равен периметру расчетного контура.
Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом
делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной
трети и менее одной второй (1:3 а:b 1:2). Если эта величина будет менее
одной трети, то месторождение моделируется полосой.
Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного
контура)
(2.3)
Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия
равенства площадей (запасов):
(2.4)
откуда
(2.5)
Как было указано, радиус расчетного контура равен 5414 м, радиус
последнего ряда 4336 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них располагаем
по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки исследуем
три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов, а именно,
от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в эксплуатации
находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего ряда означает
конец этапа.
Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда
(2.6)
где rц = r3 = 4336 м – радиус последнего ряда.
На графике (рисунок 2.1) для заданного р3 и числа рядов, равного
трем, получим
тогда
По этому же графику находим
(2.7)
откуда
Находим значения ,
Зная величины и число рядов, работающих одновременно,
находим на графике (рисунок 2.2) расстояние между скважинами в ряду.
Соединяя точки, соответствующие значениями 0,12; 0,17; 0,19 на оси с
точкой 10,2 на оси найдем 2на каждом ряду для трех вариантов
разработки.
Все значения сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 - Значения (rc для трех рядов трех вариантов разработки
I вариант II вариант III вариант
1 ряд 3∙104 8,2∙104 9∙104
2 ряд 2,8∙104 7,8∙104 8∙104
3 ряд 2,5∙104 6,9∙104 7,5∙104
Откуда находим значения 2(таблица 2.2)
Таблица 2.2 - Расстояние между скважинами
2 I вариант II вариант III вариант
1 ряд 66 180 198
2 ряд 62 172 176
3 ряд 55 152 165
Окончательно принимается:
Найдем число скважин в рядах
(2.8)
значения, которых сводим в таблицу 2.3
Таблица 2.3 - Число скважин в рядах
n I вариант II вариант III вариант
1 ряд 487 165 138
2 ряд 518 173 155
3 ряд 584 196 165
Определение дебитов на отдельных этапах разработки для расчетных
вариантов
Для определения ориентировочного времени разработки производим
расчеты всех вариантов по формулам жесткого режима. Все расчеты
производятся при постоянном забойном давлении. Работают одновременно три
ряда. Время отключений считаем объемным методом. Расчеты на этой стадии
производятся без учета добычи воды.
Забойные давления принимаем равными минимальному давлению
фонтанированию. Давление на линии нагнетания принимается равным начальному
пластовому давлению.
Для удобства расчетов все необходимые величины сводим в таблицу. Для
каждого варианта составляется отдельная таблица. Рассмотрим вариант с тремя
рядами.
Найдем запасы между рядами
(2.9)
Дебиты совместно работающих рядов определяются по формуле:
(2.10)
где Рcj – забойное давление скважины j-го ряда;
Ωj и ωj – внешние и внутренние сопротивления j-го ряда;
Qj – дебит j-го ряда.
При одновременной работе трех рядов (первый этап варианта I) система
уравнений имеет вид:
(2.11)
Значения Рсi = Рзаб = 15,4 МПа Результаты решения системы для трех
вариантов представлены в таблице 2.4.
Для выбора рационального варианта сделаем уточнения, принимая что во
всех вариантах на первом этапе добывается 5 % воды, на втором и третьем
этапах 15 % воды.
Определим среднегодовую добычу нефти за вычетом попутной воды по
этапам:
I вариант.
1.
2.
3.
II вариант
1.
2.
3.
III вариант
1.
2.
3.
Уточненные сроки разработки для I варианта:
1.
2.
3.
В таблице 2.4 указаны уточненные сроки разработки для всех вариантов.
Добыча попутной воды по этапам для трех вариантов:
I вариант
1.
2.
3.
II вариант
1.
2.
3.
III вариант
1.
2.
3.
Расчет поддержания пластового давления
Определение количества нагнетаемой воды
Для поддержания пластового давления (ППД) в пласт необходимо
закачивать столько воды, сколько отбирается жидкости из этого пласта.
Обьем воды требуемой для нагнетания:
I вариант
1.
2.
3.
II вариант
1.
2.
3.
III вариант
1.
2.
3.
Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
Давления на забое нагнетательных скважин определяется по формуле:
(2.12)
где - давление на выкиде насоса;
- гидростатическое давление столба воды в нагнетательной
скважине;
- потери давления на трение, определяемые по формуле
Дарси-Вейсбаха:
(2.13)
где - коэффициент трения, для определения которого найдем число
Рейнольдса по формуле:
(2.14)
где D = 10 см - диаметр колонны;
μ = 1мПа∙с - вязкость закачиваемой воды.
Принимая объем нагнетаемой воды q=600м3сут., найдем:
Так как , то определяем по формуле Блазиуса:
(2.15)
Тогда
Таким образом
Определение числа нагнетательных скважин
Число нагнетательных скважин определяется трансцендентного уравнения
(2.16)
где - коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной
скважины;
- объем закачки воды;
- динамическая вязкость закачиваемой воды;
- радиус нагнетательного ряда;
- приведенный радиус нагнетательной скважины.
Необходимое число нагнетательных скважин по вариантам разработки для
всех этапов:
I вариант
II вариант
III вариант
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.
Рисунок 2.1 Расчетная диаграмма расположения рядов скважин
Рисунок 2.2 Номограмма для определения расстояния между
скважинами
3 ПОДГОТОВКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ И ТЕХНИКО-ЭКОНО-МИЧЕСКОЙ ОСНОВЫ ДЛЯ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
3.1 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов, характеристика их продуктивности и режимов
На данном этапе геологической изученности девонской части разреза
месторождения, нижняя граница нефти принята условно на отметке минус 5450 м
за исключением районов скважин Т-47 и Т-6337.
В целом все объекты образуют единую гидродинамическую систему.
Залежи нефти месторождения Тенгиз характеризуются аномально высокими
пластовыми давлениями. Начальное пластовое давление при градиенте
вертикального давления 0,0183 МПам на глубине минус 4500 м составляет
82,35 МПа.
Пластовая температура на глубине минус 4500 м принята равной 109,4 °С
по результатам обработки зависимости глубина – температура. Величина
геотермического градиента, полученная в результате термометрических
исследований, осуществляемых совместно с замерами начального пластового
давления, составила 1,86 °С100м.
Исходя из аномально высоких пластовых давлений и высоких температур,
наличия низкопоровых коллекторов в подошвенной части резервуара, а также
учитывая очень слабые притоки пластовой воды из нижней части разреза,
разработку месторождения предполагалось осуществлять на упруго-замкнутом
режиме.
На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся
гидродинамические исследования, а именно:
- исследование методом восстановления давления, осуществляемое при
закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей ее работы на
одном (постоянном) режиме;
- комплексное гидродинамическое исследование, включающее
исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на
2-х и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при
последующей остановке скважины для снятия КВД;
- исследование интерференции между парами скважин.
Динамика гидродинамических исследований выявила изменение таких
параметров, как проводимость, проницаемость, скин-фактор, коэффициент
продуктивности.
Изменение продуктивных и ёмкостно-фильтрационных характеристик пласта
в скважинах вызвано:
- проведением мероприятий по дополнительной перфорации
продуктивных горизонтов;
- проведением мероприятий по интенсификации притока в скважину
(СКО, КГРП).
Результаты гидродинамических исследований скважин месторождения
Тенгиз представлены в таблице 3.1.
3.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения
методов повышения нефтеизвлечения
3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки, пластово давления в зонах отбора
Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в
апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной
институтом Гипровостокнефть и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986
году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).
С марта 1999 г. и до настоящего времени разработка месторождения
осуществляется согласно проекту опытно-промышленной разработки,
выполненному институтом НИПИмунайгаз и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3
от 25.03.99 г.).
При этом эксплуатационный фонд составляет 58 скважин, из них дающих
продукцию 45 скважин. Введенные в эксплуатацию добывающие скважины
расположены, в основном, в центральной части месторождения с наибольшей
нефтенасыщенной толщиной пласта (более 1000 м), поэтому являются наиболее
производительными.
Давление на устье нефтедобывающих скважин находится в диапазоне 10-50
МПа. Ввод добывающих скважин в эксплуатацию существенно отстает от
запроектированного количества.
Анализ изменения фонда скважин, дающих продукцию, выявил рост фонда с
1991 г. до 1992 г., снижение фонда в 1993, 1994 гг., стабилизацию фонда
скважин в 1995 г. и рост в 1996 и 1997 годах.
Отработанное время на действующую скважину также практически
постоянно возрастало, кроме 1993 г. Самое низкое значение по промыслу
отмечено в 1993 г., затем наблюдался ежегодный рост среднего дебита
действующих скважин по нефти. В 2002 году происходит интенсивное
разбуривание месторождения.
Основными характеристиками работы фонда добывающих скважин являются
коэффициент использования и коэффициент эксплуатации. Первый представляет
собой отношение действующего фонда скважин к эксплуатационному, второй -
отношение фактически отработанного времени к календарному времени.
Коэффициент использования изменялся от 0,512 (1991 г.) до 0.912 (2006
г.) в среднем за все время разработки составил - 0,712. На сегодняшний день
его величина составляет 0,725.
Коэффициент эксплуатации колебался от 0,645 (1993 г.) до 0,917 (2006
г.) и в среднем за анализируемый период составил 0,781. Достаточно низкие
средние значения коэффициентов использования и эксплуатации действующего
фонда скважин во многом обусловлены целенаправленным отключением
действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы
нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.
В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414м
х 1414м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между
скважинами.
Средний текущий дебит нефти одной добывающей скважины, составляет 550-
650 тсут.
В настоящее время 76 % общего количества скважин ведут добычу в
северной части месторождения (45 добывающие скважины) и 13 скважин ведут
добычу в его южной части.
Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит
к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое
их увеличение.
Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени
типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может
отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также
уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу
с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита.
Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате
добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита
отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных
толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не
только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в
активную разработку.
Определенное влияние на динамику дебитов оказывает постоянное
регулирование отборов из-за ограниченной мощности завода по переработке.
Как уже отмечалось ранее, залежь нефти месторождения Тенгиз
характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение
начального пластового давления над гидростатическим давлением, или
коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между
пластовым давлением и давлением насыщения.
Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет
82,35 МПа, давление насыщения нефти газом - 25,6 МПа. На текущую дату
разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение
забойного давления ниже давления насыщения.
Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме,
при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению
давления в залежи.
В настоящее время пластовое давление в 1-м объекте разработки
снизилось примерно на 20,0 МПа. Большинство замеров пластового давления
имеется по скважинам, вскрывшим верхнюю часть эксплуатационного объекта, и
лишь в небольшой части скважин нижняя дыра перфорации находится в его
подошвенной части.
Наибольшее снижение пластового давления отмечается, конечно, по 1-му
эксплуатационному объекту, поскольку подавляющая часть добычи нефти
приходится на него.
Максимальное снижение пластового давления фиксируется в кровельной
части пласта, а к подошве залежи 1-го эксплуатационного объекта давление
возрастает.
Такое распределение пластового давления с глубиной объясняется тем,
что подавляющая часть добывающих скважин перфорированы и ведут отбор нефти
только из верхней трети нефтяной залежи 1-го объекта, а нижние две трети
залежи перфорированы и дренируются лишь отдельными скважинами.
Распределение давления с глубиной существенно различается от того, в
какой зоне расположена конкретная скважина – в зоне платформы, в
прибортовой зоне или в зоне крыльев.
Рисунок 1- Карта изобар месторождения Тенгиз (2004-2005гг.).
3.2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
За время эксплуатации по состоянию ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
