Обоснование обьемов закачки рабочего агента.

Билет № 1

История создания и развития ОАО «Удмуртнефть».

Основной вид деятельности: геологоразведка, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Ведет разработку 24 нефтяных месторождений, расположенных на территории 13 районов республики, имеет 56 лицензий на добычу нефти и растворенного газа. Годовой объем 6млн.т. составляет 60% от общего объема добычи нефти в УР. В состав входит 5 НГДУ (Киенгоп, Игра, Воткинск, Сарапул, Гремиха) и 14 дочерних предприятий.

11 августа 1967г приказом Министерства нефтедобывающей промышленности СССР создано нефтепромысловое управление «Удмуртнефть». Начальником управления назначен М. Д. Рагим-Заде.

1969г4 октября Архангельское месторождение введено в промышленную разработку. До конца года извлечены из недр удмуртской земли первые 100 тысяч тонн нефти.1970г– приказом Минестерства нефтедобывающейпромышленности переименовано в НГДУ «Удмуртнефть». 1971гВводится в разработку Киенгопское месторождение. В 72 г. начало эксплуатации Чутырского месторождения, оторый был введен на год раньше запланированного 1973В соответствии с решением правительства СССР приказом Министерства нефтяной промышленности в городе Ижевске организовано производственное объединение «Удмуртнефть» и в его составе Игринское и Воткинское нефтегазодобывающие управления. Начальником объединения «Удмуртнефть» назначен В. И. Кудинов. Введено в эксплуатацию Мишкинское месторождение. 197717 мая вводится в разработку Ельниковское нефтяное месторождение — первое из группы месторождений Сарапульского Прикамья. 24 июня государственная комиссия приняла в эксплуатацию УПН на головных сооружения Киенгопа мощностью 6 млн. тонн обессоленной нефти в год. 1 июля для организации добычи нефти на месторождениях Сарапульского Прикамья создано Сарапульское НГДУ. За разработку интенсивных систем заводнения на месторождениях Удмуртии группа специалистов объединения «Удмуртнефть», в том числе В. И. Кудинов, О. Ф. Лезов, М. И. Дацик, удостоены премии имени академика И. М. Губкина. 1 декабря создано Ижевское нефтегазодобывающее управление. 1980начало разработки Красногорского месторождения. 1981 ввод Гремихинского и Ижевского месторождения. 1982 г. максимум добычи – 9,253 млнт. 1983- запущена первая парогенераторная установка на Гремихинском месторождении. Ввод Восочно-Красногорского месторождения в Игринском НГДУ.1984 – Бегешкинское. 1985 – Кырыкмасское, Сундурское-Нязинское. 1986г – Лиственское. 1987г – 100млнт. 1989г– Северо-Ижевское, Лозолюксо-Зуринское. 1990г. – Михайловское. 1991– первая сверхглубокая 5500м, введено Котовское м-е,

1992 – Создан УдмуртНИПИнефть, пробурена первая ГС на Мишкинскоим м-ии, вводКезского м-ия. 1993г – образоание нефтяного факультета УДГУ. 1994г – АООТ «Удмуртнефть» вошло в состав нефтяной коипании «Сиданко», Есенейское м-е . 1995 – Ончугинское м-е. 1997г-первый международный семинар-совещание по вопросам развития горизонтального бурения. 1997г– Ломовксое м-е. 2000г – Заборское м-е. 2001 – работы по созданию системы экологического менеджмента по международному стандарту ИСО-14001. «Удмуртнефть» заняла 10 место в рейтинге среди 200 нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий страны. 2003г – получили сертификат, подтверждающий, что система экологического менеджмента соответствует требованиям международного стандарта ИСО-14001, вход в состав ТНК-ВР, создано РЦСУ. 2004г – введен приемно-сдаточный пункт «Малая пурга». 2005г – 5 НГДУ. 2006г- 300млнт из них 220млн.т добыто нефтяниками ОАО. В составе ОАО «НК «Роснефть»

Поддержание пластового давления. Необходимость ППД. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции. Технологическая схема процесса ППД.

ППД.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). С целью поддержания пластового давления, увеличения текеущих дебитов и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды. Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных обьектов на высокие уровни добычи и увеличить в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных режимах. Различают законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.

Законтурное (вперые применено в 1946г на Девонской залежи Туймазинского месторождения). Воздействие на пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Законтурное заводнение эффективно: небольшие размеры залежи; пласт однородный с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800м, для обеспечения равномерного продвижения фронта воды и предотвращения образования языков обводнения; существует хорошая гидродинасмическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания. Недостатки: повышенный расход закачиваемой воды из-за утечек в сторону, противоположную области нагнетания; удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания; необходимость сооружения большого количества количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы.

Приконтурное(разновидность законтурного заводнения). В этом случае нагнетательные скважины расположены вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью; при небольших размерах залежи; с целью интенсификации процесса добычи нефти,т.к. фильтрационные сопротивления между нагнетательными и добывающими скважинами сокращаются за счет их сближения. В то же время вепроятность образования языков обводнения и неконтролируемых прорывов воды к отдельным нефтедобывающим скважинам увеличивается.

Внутриконтурноезаводнение предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчлинения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, прямоугольники, квадраты и т.д. Это заводнение является наиболее эффективной системой воздествия на залежь, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение. Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.

1. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели. Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи-, девятиточесной. При этом на одну нагнететельную скважину приходится при пятиточечной – 1 эксплуатационная скважина, семиточечной – 2, девятиточечной – 3.

2. Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества – эксплуатационных на периферии. Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках ,не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, которые свою задачу уже выполнили. Или бурят специальные дополнительные скважины.

3. Избирательное заводнение является разновидностью площадного. Применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на последней стадии разработки.

4. Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на блоки, в пределах которых размещают ряды добывающихскважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают перпендикулярно ее длинной оси. Вместе с тем для спокойных полого залегающих антиклинальных складок целесообразно расположение нагнетательных скважин по оси складки. В этом случае вместо нескольких линий нагнетания будет одна. Заводнение пластов при расположении нагнетательных скважин у оси складки получило название осевое заводнение. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократитьвремя разработки.

Обоснование обьемов закачки рабочего агента.

При искусственном водонапорном режиме,когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения,обьем отбираемой жидкости,приведенный к пластовым условиям,должен равняться обьему нагнетаемой жидкости,также приведенной к пластовым условиям,т.е.к пластовой температуре и давлению.Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды,то можем записать уравнение баланса расходов жидкостей: Q_наг B_в=(Q_н В_н+Q_в В_в+Q_ут)К,

Q_наг.-обьемный расход нагнетаемой воды(м3/год)

В_в-обьемный коэффициент нагнетаемой воды,учитывающий увеличение обьема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшении ее обьема при сжатии до пластового давления.(В_в=1,01).

Q_н-обьемная добыча нефти(дебит товарной нефти).

В_н-обьемный коэффициент нефти,учитывающий ее расширение за счет растворения газа и повышения температуры.Он определяется экспериментально(В_в=1,05-1,30).

Q_в-обьемная добыча извлекаемой воды.

В_в-обьемный коэффициент для минерализованной воды.

Q_ут-обьемный расход воды, уходящей за внешнюю область(утечки)

К-коэффициент, учитывающий потери воды при периодической работе нагнетательных скважин на излив, при порывах водоводов и т.д.К=1,1-1,15.

Число нагнетательных скважин n_наг , их средний дебит Д_ср.наг и расход нагнетаемой воды Q_наг связаны соотношением: Q_наг=n_наг Д_ср.наг

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводят понятие коэффициента компенсации. Это отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей за еденицу времени.Он показывает насколько скомпенсирован отбор закачкой.Если М меньше1,значит закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления.Если М больше 1,то закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти.При М=1 должна наблюдаться стабилизация пластового давления,независимо,каким оно было в начале разработки.

Подготовка воды. Для целей ППД используется несколько видов воды- пресная вода, добываемая из специальных артезианских скважин; вода рек или др.открытых водоисточников; вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения; пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Качество воды для заводнения пластов определяют в лабораторных и промысловых условиях. Вода признается пригодной для заводнения, если при испытании практически не снижает проницаемость керна, поднятого с конкретного продуктивного пласта, куда будет вестись закачка, на различных режимах фильтрации и в пределах ожидаемых давлениях закачки. Окончательные данные о качестве воды для заводнения получают после проведения пробных закачек ее в нагнетательные скважины на различных режимах.

Основные качественные показатели вод, делающим возможным их применение, являются содержание мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм. Если коррозионная активность воды более 0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.

Закачка в пласт воды проводится после очистки до требуемых нормативов, установленные по результатам опытной закачки. Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компанентов в резервуарах.Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных). Вода в резервуар поступает сверху. Мех.примеси осаждаются внизу и по мере накопления удаляются из резервуара. Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

БКНС Блочные кустовые насосные станции монтируются на промыслах для закачки воды в пласт.Состоят из отдельных блоков.Основной блок- насосный (насос с эл.двигателем и масляной системой.-Масляная система предназначена для смазки и охлаждения подшипников насосного агрегата). Вспомогательные блоки- электрораспредустройство, блок гребенок напорного коллектора, блок автоматики, блок дренажных насосов,резервуар сточных вод. Насосы (как правило) марки ЦНС.Например: ЦНС180-1422,где С – секционный, 180-часовая подача м3,1422-напор в метрах.

Техническая характеристика определяется: суммарной приемистостью скважин,образующих общую производительность; давлением нагнетания; количеством подключенных скважин, определяемых габаритами БКНС. Требуемое количество насосов определяют из соотношения суммарной производительности скважин к единичной производительности насоса.

Поиск по сайту: