ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 111
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
данным высокопроизводительной группы, не содержащей глины, доля запасов уменьшилась с 91,6% до 63,4%, доля резервов увеличилась с 4,0 до 10,2% и 4,4 до 26,4% соответственно для высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных групп , Интенсивность производства третьего блока ниже, чем в остальных блоках Зеленогорской площади. На его долю приходится 32,3% остаточных извлекаемых запасов, а его доля в первоначальном запасе объекта составила 24,2%.
Стремление развивать относительно быстро извлекаемые запасы с высокими темпами, шквал самых продуктивных основных слоев, необоснованно большие объемы закачки воды, создавая высокие пластовые давления, достигающие 180-200 МПа, привел к тому, что в 1998 году годовой объем добычи нефти сократился на 56% по сравнению с проектом. Такая система развития привела к противоречию с принципами создания трудноизвлекаемых резервов.
В итоге целенаправленных мероприятий по увеличению производительности системы заводнения путём реконструкции подводящих и разводящих водоводов, дифференсации насосных агрегатов, вступления повторяющейся закачки, за последние 5 лет получилось добиться понижения пластового давления по нижним пластам до 160-165 МПа, понижения объёмов добываемой жидкости и уменьшения обводнённости на 4% ниже проектного.
3.2 Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации.
По состоянию на 01.01.2011 весь фонд третьего блока составляет 794 скважины. Он включает 435 добывающих скважин и 71 нагнетательную скважину. Эксплуатационный фонд эксплуатационных скважин составляет 435 скважин, из которых 198 оснащены ЕЦН и 189 ШГН. По состоянию на 1 января 2006 года в операционном фонде насчитывалось 387 скважин: 198 - ЕЦН и 189 ШГН; в бездействии - 48 скважин.В существующей нагнетательной скважине имеется 34 скважины, остальные 37 скважин были ликвидированы или ожидают ликвидации. По состоянию на 1.01.11. С участка 85,2% нефти было извлечено из первоначальных извлекаемых запасов. Коэффициент восстановления нефти достиг 0,436, коэффициент водяного масла - 1,6.
Согласно последнему проектному документу на площади планируется пробурить только 812 скважин и 46 подструктур (с учетом и фонда давления). В начале 2006 года было пробурено 764 скважины, т.е. 94,1% от проекта. Оставшийся фонд для бурения - 48 скважин.
4 Организация процесса ППД на промысловом объекте
4.1 Источники водоснабжения
Для поддержания пластового давления путем заводнения используется пресная вода (вода рек) - Камская вода из УТЖ для ППД, сточные воды - вода, добываемая вместе с нефтью.
Основная схема впрыска пресной воды следующая: водозабор → очистные сооружения → коагуляция - гравий-песок → резервуар для чистой воды → второй насос для откачки → третий подъемный насос → KNS → BG → скважина.
Схематическая схема впрыска сточных вод следующая: добыча скважины → GZU → DPS → товарный парк → очистная установка → резервуар для очищенной воды → насос для откачки → KNS → BG → нагнетательная скважина (Приложение B).
На водозаборных и передаточных станциях используются центробежные насосы: У-900-90, ЦНС -900-90, секционные насосы: ЦНС -850-240-960, ЦНС -500-160-880, ЦНС -300-120-600 , ЦНС -180-85 ÷ 425, ЦНС -105-98 ÷ 490, ЦНС -60-50 ÷ 250. Насосная станция должна быть оборудована: клапаном на входе и выходе насоса. На насосах большого диаметра и давления с электроприводом в нефтяной промышленности используются только стальные клапаны и клапаны. Номинальный диаметр и давление выбираются с максимально допустимым рабочим давлением. Например: подводящий водопровод ø 500 мм; давление - 16 кг / см2 (1,6 МПа); клапан Dу-500; Ру-25; на выходе насоса: обратный клапан (давление и диаметр выбраны аналогично клапанам).
Клапаны большого диаметра могут быть оснащены байпасной линией малого диаметра, чтобы открыть большой задвижку.
Обязательно принимать и разряжать насос должен быть эл. контактный манометр, установленный через трехходовой клапан, при необходимости - через разделитель фаз и импульсную трубку. Каждая насосная станция оснащена измерительным устройством для перекачиваемой жидкости и приборов.
Затем через трубопроводы для промышленного водоснабжения (стальные трубы ø 150 ÷ 1020 мм с толщиной стенки допустимого рабочего давления + 20%, вода закачивается на насосные станции (СПС)).
Кустовые насосные станции имеют капитальное и блочное исполнение. КНС системы предназначены для перекачивания технологической жидкости (воды) через систему трубопроводов и блок гребней (БГ) в нагнетательные скважины и швы.
ЦНС оснащены насосным агрегатом:
а) центробежными секционными: ЦНС-40, ЦНС-63, ЦНС-80, ПЭ-90, ЦНС-180, ЦНС-500 напором от 850 до 1900 м.в.ст.;
б) горизонтальными насосными установками ГНУ фирмы "Reda" – 500, 1000, 1500 напором от 1000 до 1820 м.в.ст.;
в) установками электроцентробежными УЭЦП: УЭЦП14(16) 500, 1000, 2000, 3000 напором от 1000 до 1800 м.в.ст.;
г) установками электроцентробежными погружными УЭЦН: УЭЦН-40, 80, 130, 160, 200, 250, 360, 400, 500, 700 напором от 800 до 1600 м.в.ст.
Есть система освещения, система отопления, система вентиляции, система электроснабжения, канализационная система, система приборов и телемеханики, система смазки, система охлаждения, система трубопроводов, запорная арматура, устройства регулирования, предохранительные устройства.
Запирающие устройства: на впускном клапане насоса Dу-150, Ру-40 с электроприводом или без него; на взлетном клапане D-100 или 150, PN-160 или 250 с электроприводом или без него. Клапаны типа ЗВР, ЗВРЭ, обратные клапаны ECO типа 100х210 или 150х210, КОП-80х160, 150х40, 200х40. Манометры - электроконтакт (ЭКМ): 40, 160, 250 или датчики давления «МИДА». Расходомеры: «Взлет», «Взлет MR», SVU-50, SVU-25.
В системе смазки используются: шестеренные насосы Ш-5-25-3,6 / 4, масляный бак, масляные фильтры, кулеры с потреблением воды 6 м3 / сут.
В канализационной системе используются насосы: CNS-38-44 / 220, CNS-60-63 / 330 или 12NA-9, дренажные насосы 1СЦВ-1,5М.
Блок-гребни производятся в нескольких типах: BG (блок-гребень), BG-5 ÷ 8 (от 5 до 8 усов), Рр-160 атм (16 МПа), Рр-210 атм (21 МПа); BVV (распределитель воды) для 4 скважин, Pp-210 атм (21 МПа) с расходомерами VCU-25. Предназначены для регулирования, распределения и учета воды усами (колодцами).
4.2 Оборудование нагнетательных скважин
Подземная часть должна быть оборудована колонной НКТ ø 2 ", 2,5", 3 ", пакер-лайнер (на соленой воде является обязательным), межтрубная трубка заполнена антикоррозионной жидкостью.
Поверхностная часть скважины оснащена устьевой арматурой: АН-65х21 (Зеленодольская); АФК-65х21 (35) (Баку); АНК-65х21 (Воткинская); ASM-40x21 (мелкосерийный Зеленодольск); АНКШ-65х210 К1М (мелкая скользкая воккинская). Эти клапаны используют клапаны следующих марок: ЗМШ-1-65-210 (350) (Баку); ЗМС-65h21 (Зеленодольская), ЗМС-40x21; ZD-65h210M (диск Воткин); ЗДШ-65х210М (дисковая арматура Воткин); ЗДС-65h210M (дисковая сварка Воткина). Обратные клапаны: ВЖНИ-65х210 (Зеленодольский); KO1 65 26x21 (Воткинский); KO2 65 40x21 (Воткинский).
Укрепление устья с помощью обвязки связано с линией подачи воды от БГ через линейный клапан, коллектор. В качестве линейного клапана используются вышеупомянутые арматурные клапаны или ЗВД-100x160. Должно быть место для установки дросселя, обратного клапана (если нет в комплекте фитингов), места для установки - портативного измерительного устройства («Panametrics» или «Взлет»), технического манометра. Между трубопроводом скважины (манифольдом) и трубопроводом подачи воды должно быть установлено изоляционное соединение (ТИС или ИФС 65x210 или 80x210). Для пресной воды, устьевой арматуры, скважинного трубопровода и стояка должны быть изолированы.
4.3 Требования к закачиваемой воде
Для обеспечения надлежащего впрыска нагнетательных скважин для воды, для выполнения задач по поддержанию пластового давления и увеличения извлечения нефти, на впрыснутую воду вводятся следующие основные требования.
1. Вода не должна химически реагировать с пластовой водой, так как может произойти осаждение и засорение пор пласта.
2. Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может привести к засорению зоны забойной зоны и снижению притока воды. Допустимое содержание механических примесей в воде в каждом конкретном случае определяется из опыта впрыска воды.
3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и двуокиси углерода, которые вызывают коррозию наземного и подземного оборудования.
4. Когда поверхностные источники используются для впрыскивания воды, он должен быть подвергнут биологической обработке микроорганизмов и споров водорослей. Когда вместе с введенной водой в поры пласта микроорганизмы и споры морских водорослей могут находиться в благоприятных температурных условиях для размножения, что приведет к блокированию пор пласта.
Особой опасностью является проникновение анаэробных бактерий в поры резервуара, способные выделять серу из ее соединений в минералы, составляющие резервуар. Это приводит к образованию сероводорода в водоемах со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствиями: коррозия сероводорода подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. Д.
5. Инъекционная вода не должна вызывать набухание глинистых прослоек внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к засорению пор и разрушению забойной зоны скважины с нарушением целостности производственной струны.
Взаимодействие воды с глинами изучается на этапе подготовки геологических и полевых материалов для месторождения и разработки разработки. В то же время готовятся меры по очистке воды, которые не приводят к набуханию глины.
Инъекционная вода должна обладать хорошей способностью вымывать нефть из породы. Это достигается добавлением поверхностно-активных веществ к воде.
Источники и технологические схемы водоснабжения:
В качестве источников водоснабжения можно использовать воду из поверхностных источников - рек и морей, а также грунтовых вод. Вода, используемая из поверхностных источников, характеризуется нестабильностью состава, особенно в сезон дождей и бурной погодой в море. Он засорен механическими примесями, спорами бактерий и водорослей, которые потребуют предварительной обработки перед подачей в лунки. При использовании подземных или грунтовых вод система очистки воды намного проще, а иногда и подземные воды не требуют предварительной подготовки.
В процессе разработки нефтяного месторождения с затоплением воды в добывающих скважинах появляется вода, количество которой увеличивается во времени. Поэтому использование подземных вод, добытых с нефтью, очень важно для поддержания пластового давления.
5 Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
Во время работы скважины возникают осложнения из-за ввода в нее песка из слабозагрязненных резервуаров; попал в насос много свободного газа; отложения парафиновых корочек на стенках труб, откачка из высоковязких нефтяных и водных и газовых эмульсий и тому подобное. Эти природные и технические и технологические факторы приводят как к сокращению срока службы оборудования, так и к ухудшению таких факторов, как коэффициент заполнения, скорость подачи насоса, утечка жидкости, период капитального ремонта скважин и другие. В сложных условиях типичны следующие проблемы:
Стремление развивать относительно быстро извлекаемые запасы с высокими темпами, шквал самых продуктивных основных слоев, необоснованно большие объемы закачки воды, создавая высокие пластовые давления, достигающие 180-200 МПа, привел к тому, что в 1998 году годовой объем добычи нефти сократился на 56% по сравнению с проектом. Такая система развития привела к противоречию с принципами создания трудноизвлекаемых резервов.
В итоге целенаправленных мероприятий по увеличению производительности системы заводнения путём реконструкции подводящих и разводящих водоводов, дифференсации насосных агрегатов, вступления повторяющейся закачки, за последние 5 лет получилось добиться понижения пластового давления по нижним пластам до 160-165 МПа, понижения объёмов добываемой жидкости и уменьшения обводнённости на 4% ниже проектного.
3.2 Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации.
По состоянию на 01.01.2011 весь фонд третьего блока составляет 794 скважины. Он включает 435 добывающих скважин и 71 нагнетательную скважину. Эксплуатационный фонд эксплуатационных скважин составляет 435 скважин, из которых 198 оснащены ЕЦН и 189 ШГН. По состоянию на 1 января 2006 года в операционном фонде насчитывалось 387 скважин: 198 - ЕЦН и 189 ШГН; в бездействии - 48 скважин.В существующей нагнетательной скважине имеется 34 скважины, остальные 37 скважин были ликвидированы или ожидают ликвидации. По состоянию на 1.01.11. С участка 85,2% нефти было извлечено из первоначальных извлекаемых запасов. Коэффициент восстановления нефти достиг 0,436, коэффициент водяного масла - 1,6.
Согласно последнему проектному документу на площади планируется пробурить только 812 скважин и 46 подструктур (с учетом и фонда давления). В начале 2006 года было пробурено 764 скважины, т.е. 94,1% от проекта. Оставшийся фонд для бурения - 48 скважин.
4 Организация процесса ППД на промысловом объекте
4.1 Источники водоснабжения
Для поддержания пластового давления путем заводнения используется пресная вода (вода рек) - Камская вода из УТЖ для ППД, сточные воды - вода, добываемая вместе с нефтью.
Основная схема впрыска пресной воды следующая: водозабор → очистные сооружения → коагуляция - гравий-песок → резервуар для чистой воды → второй насос для откачки → третий подъемный насос → KNS → BG → скважина.
Схематическая схема впрыска сточных вод следующая: добыча скважины → GZU → DPS → товарный парк → очистная установка → резервуар для очищенной воды → насос для откачки → KNS → BG → нагнетательная скважина (Приложение B).
На водозаборных и передаточных станциях используются центробежные насосы: У-900-90, ЦНС -900-90, секционные насосы: ЦНС -850-240-960, ЦНС -500-160-880, ЦНС -300-120-600 , ЦНС -180-85 ÷ 425, ЦНС -105-98 ÷ 490, ЦНС -60-50 ÷ 250. Насосная станция должна быть оборудована: клапаном на входе и выходе насоса. На насосах большого диаметра и давления с электроприводом в нефтяной промышленности используются только стальные клапаны и клапаны. Номинальный диаметр и давление выбираются с максимально допустимым рабочим давлением. Например: подводящий водопровод ø 500 мм; давление - 16 кг / см2 (1,6 МПа); клапан Dу-500; Ру-25; на выходе насоса: обратный клапан (давление и диаметр выбраны аналогично клапанам).
Клапаны большого диаметра могут быть оснащены байпасной линией малого диаметра, чтобы открыть большой задвижку.
Обязательно принимать и разряжать насос должен быть эл. контактный манометр, установленный через трехходовой клапан, при необходимости - через разделитель фаз и импульсную трубку. Каждая насосная станция оснащена измерительным устройством для перекачиваемой жидкости и приборов.
Затем через трубопроводы для промышленного водоснабжения (стальные трубы ø 150 ÷ 1020 мм с толщиной стенки допустимого рабочего давления + 20%, вода закачивается на насосные станции (СПС)).
Кустовые насосные станции имеют капитальное и блочное исполнение. КНС системы предназначены для перекачивания технологической жидкости (воды) через систему трубопроводов и блок гребней (БГ) в нагнетательные скважины и швы.
ЦНС оснащены насосным агрегатом:
а) центробежными секционными: ЦНС-40, ЦНС-63, ЦНС-80, ПЭ-90, ЦНС-180, ЦНС-500 напором от 850 до 1900 м.в.ст.;
б) горизонтальными насосными установками ГНУ фирмы "Reda" – 500, 1000, 1500 напором от 1000 до 1820 м.в.ст.;
в) установками электроцентробежными УЭЦП: УЭЦП14(16) 500, 1000, 2000, 3000 напором от 1000 до 1800 м.в.ст.;
г) установками электроцентробежными погружными УЭЦН: УЭЦН-40, 80, 130, 160, 200, 250, 360, 400, 500, 700 напором от 800 до 1600 м.в.ст.
Есть система освещения, система отопления, система вентиляции, система электроснабжения, канализационная система, система приборов и телемеханики, система смазки, система охлаждения, система трубопроводов, запорная арматура, устройства регулирования, предохранительные устройства.
Запирающие устройства: на впускном клапане насоса Dу-150, Ру-40 с электроприводом или без него; на взлетном клапане D-100 или 150, PN-160 или 250 с электроприводом или без него. Клапаны типа ЗВР, ЗВРЭ, обратные клапаны ECO типа 100х210 или 150х210, КОП-80х160, 150х40, 200х40. Манометры - электроконтакт (ЭКМ): 40, 160, 250 или датчики давления «МИДА». Расходомеры: «Взлет», «Взлет MR», SVU-50, SVU-25.
В системе смазки используются: шестеренные насосы Ш-5-25-3,6 / 4, масляный бак, масляные фильтры, кулеры с потреблением воды 6 м3 / сут.
В канализационной системе используются насосы: CNS-38-44 / 220, CNS-60-63 / 330 или 12NA-9, дренажные насосы 1СЦВ-1,5М.
Блок-гребни производятся в нескольких типах: BG (блок-гребень), BG-5 ÷ 8 (от 5 до 8 усов), Рр-160 атм (16 МПа), Рр-210 атм (21 МПа); BVV (распределитель воды) для 4 скважин, Pp-210 атм (21 МПа) с расходомерами VCU-25. Предназначены для регулирования, распределения и учета воды усами (колодцами).
4.2 Оборудование нагнетательных скважин
Подземная часть должна быть оборудована колонной НКТ ø 2 ", 2,5", 3 ", пакер-лайнер (на соленой воде является обязательным), межтрубная трубка заполнена антикоррозионной жидкостью.
Поверхностная часть скважины оснащена устьевой арматурой: АН-65х21 (Зеленодольская); АФК-65х21 (35) (Баку); АНК-65х21 (Воткинская); ASM-40x21 (мелкосерийный Зеленодольск); АНКШ-65х210 К1М (мелкая скользкая воккинская). Эти клапаны используют клапаны следующих марок: ЗМШ-1-65-210 (350) (Баку); ЗМС-65h21 (Зеленодольская), ЗМС-40x21; ZD-65h210M (диск Воткин); ЗДШ-65х210М (дисковая арматура Воткин); ЗДС-65h210M (дисковая сварка Воткина). Обратные клапаны: ВЖНИ-65х210 (Зеленодольский); KO1 65 26x21 (Воткинский); KO2 65 40x21 (Воткинский).
Укрепление устья с помощью обвязки связано с линией подачи воды от БГ через линейный клапан, коллектор. В качестве линейного клапана используются вышеупомянутые арматурные клапаны или ЗВД-100x160. Должно быть место для установки дросселя, обратного клапана (если нет в комплекте фитингов), места для установки - портативного измерительного устройства («Panametrics» или «Взлет»), технического манометра. Между трубопроводом скважины (манифольдом) и трубопроводом подачи воды должно быть установлено изоляционное соединение (ТИС или ИФС 65x210 или 80x210). Для пресной воды, устьевой арматуры, скважинного трубопровода и стояка должны быть изолированы.
4.3 Требования к закачиваемой воде
Для обеспечения надлежащего впрыска нагнетательных скважин для воды, для выполнения задач по поддержанию пластового давления и увеличения извлечения нефти, на впрыснутую воду вводятся следующие основные требования.
1. Вода не должна химически реагировать с пластовой водой, так как может произойти осаждение и засорение пор пласта.
2. Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может привести к засорению зоны забойной зоны и снижению притока воды. Допустимое содержание механических примесей в воде в каждом конкретном случае определяется из опыта впрыска воды.
3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и двуокиси углерода, которые вызывают коррозию наземного и подземного оборудования.
4. Когда поверхностные источники используются для впрыскивания воды, он должен быть подвергнут биологической обработке микроорганизмов и споров водорослей. Когда вместе с введенной водой в поры пласта микроорганизмы и споры морских водорослей могут находиться в благоприятных температурных условиях для размножения, что приведет к блокированию пор пласта.
Особой опасностью является проникновение анаэробных бактерий в поры резервуара, способные выделять серу из ее соединений в минералы, составляющие резервуар. Это приводит к образованию сероводорода в водоемах со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствиями: коррозия сероводорода подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. Д.
5. Инъекционная вода не должна вызывать набухание глинистых прослоек внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к засорению пор и разрушению забойной зоны скважины с нарушением целостности производственной струны.
Взаимодействие воды с глинами изучается на этапе подготовки геологических и полевых материалов для месторождения и разработки разработки. В то же время готовятся меры по очистке воды, которые не приводят к набуханию глины.
Инъекционная вода должна обладать хорошей способностью вымывать нефть из породы. Это достигается добавлением поверхностно-активных веществ к воде.
Источники и технологические схемы водоснабжения:
В качестве источников водоснабжения можно использовать воду из поверхностных источников - рек и морей, а также грунтовых вод. Вода, используемая из поверхностных источников, характеризуется нестабильностью состава, особенно в сезон дождей и бурной погодой в море. Он засорен механическими примесями, спорами бактерий и водорослей, которые потребуют предварительной обработки перед подачей в лунки. При использовании подземных или грунтовых вод система очистки воды намного проще, а иногда и подземные воды не требуют предварительной подготовки.
В процессе разработки нефтяного месторождения с затоплением воды в добывающих скважинах появляется вода, количество которой увеличивается во времени. Поэтому использование подземных вод, добытых с нефтью, очень важно для поддержания пластового давления.
5 Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
Во время работы скважины возникают осложнения из-за ввода в нее песка из слабозагрязненных резервуаров; попал в насос много свободного газа; отложения парафиновых корочек на стенках труб, откачка из высоковязких нефтяных и водных и газовых эмульсий и тому подобное. Эти природные и технические и технологические факторы приводят как к сокращению срока службы оборудования, так и к ухудшению таких факторов, как коэффициент заполнения, скорость подачи насоса, утечка жидкости, период капитального ремонта скважин и другие. В сложных условиях типичны следующие проблемы: