Файл: Условия проведения работ в цехе поддержания пластового давления требуют строгого соблюдения действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 82
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В настоящее время переход с площадного заводнения (семиточечная схема) на блочно – квадратную систему заводнения по объекту Б10 не завершён.
2.3 Свойства и состав пластовых флюидов
Нефть пластов Б10 лёгкая, с меньшей вязкостью, с более высоким содержанием лёгких фракций и газа. Плотность её по поверхностным пробам составляет в среднем по горизонту 0.880т/м3 , в системе СИ 880кг/м3 , увеличена в приконтурных зонах до 883 – 885 кг/м3. Кинематическая вязкость нефти равна в среднем 32.4 10-6 м2/с. Лёгких фракций содержится – 17.3%, серы – 1.52%, парафина – 3.2%, смол – 10.7%.
Из залежи нефти в ачимовской толще глубиннные пробы не отбирались.
Плотность нефти в поверхностных условиях (скважина № 76Р) - 981 кг/м3, кинематическая вязкость – 40.95 10-6 м2/с, серы –1.6%, парафина – 2.5%, смол – 13%. Температура кипения - 83С.
Таким образом нефть продуктивных пластов Усть – Балыкского Б10 месторждения сернистая, смолистая, парафинистая.
При эксплуатации нефтяных скважин вместе с нефтью извлекается газ, который называется нефтяным газом. В нём содержится метан – 71.69%, азот – 1.69%, СО2 - 0.30%, сероводород отсутствует. Плотность нефтяного газа – 1.022 г/л. Средняя величина газового фактора составляет - 53 м3/м3 .
Вода всех пластов хлорокальциевого типа. Удельный вес колеблется в пределах 1.01 – 1.011 г/см3. Общая минерализация 14.5 – 17.5 г/л. Вязкость пластовых вод составляет примерно 1.5МПа.с. В пластовых водах присутствуют углеводородные газы, азот, сероводород, углекислый газ, кислород, а также йод, бром, бор, барий и другие микрокомпоненты. Пластовая вода обладает кислотной агрессивностью.
Таблица. 2.1 Свойства пластовой нефти горизонта Б10
| Показатели | Диапазон измерения | Среднее значение |
| Пластовое давление, МаП | 19 - 24 | 23.1 |
| Пластовая температура,С | 67 -80 | 73 |
| Давление насыщения, МПа | 6 - 10 | 8.8 |
| Газосодержание, м3/т | 39 - 87 | 57.2 |
 Газовый фактор, м3/м3 | | 53 |
| Объёмный коффицент | 1.10 - 1.20 | 1.147 |
| Плотность нефти, кг/м3 | 803 - 835 | 812 |
| Объёмный коффицент при условии сепарации | | 1.13 |
| Вязкость нефти, МПа.с | 1.7 - 5.0 | 3.22 |
| Коффицент сжимаемости 1/МПа 10-4 | 7 - 12 | 10.02 |
3.3 Мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта
Заводнение как средство поддержания пластового давления и искусственного воспроизведения наиболее благоприятно с точки зрения нефтеотдачи водонапорного режима вытеснения.Оно позволило повысить нефтеотдачу залежей. Но в связи с вступлением Усть-Балыкского месторождения пласт Б10 в завершающую стадию разработки обычное заводнение практически уже исчерпало свои возможности. Так как для этого этапа разработки характерно преждевременное обводнение добывающих скважин, снижающее их продуктивность.
С целью снижения темпов падения добычи, улучшения условий вытеснения нефти и дополнительного вовлечения в разработку запасов нефти по горизонту Б10 наряду с регулированием процесса заводнения необходимо применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи, направленных на выравнивание проницаемостной неоднородности пласта и способствующих увеличению охвата заводнением и улучшения процесса вытеснения нефти.
Анализ текущего состояния разработки Усть-Балыкского месторождения, предопределил выбор ряда мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта Б10 посредством воздействия через нагнетательные скважины :
-
Соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта; -
Выравнивание профиля приёмистости и увеличение охвата пласта заводнением; -
Закачка составов, регулирующих нефтевытеснение и нефтеизвлечение.
Проведение СКО заключается в увеличении проницаемости призабойной зоны. Так как в процессе эксплуатации нагнетательных скважин ухудшается приёмистость, вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации закачиваемой воды. Очищение поровых каналов и трещин соляно – кислотной обработкой, а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшает гидродинамическую связь пласта со
скважинами.
Увеличение приёмистости нагнетательных скважин является своего рода подготовкой для проведения следующего этапа мероприятий.
Обводнение большинства добывающих скважин горизонта Б10 связано с прорывом воды из нагнетательных в добывающие по высокопроницаемым пластам. С целью улучшения условий вытеснения и вовлечения в разработку слабодренируемых зон с высокими остаточными запасами нефти, рекомендуется использовать технологию воздействия на пласт полимерно – гелевыми системами с использованием реагента Темпоскрин.
Положительный эффект от применения Темпоскрина достигается за счёт особых свойств приготавливаемой на основе полимерно – гелевой системы, состоящей из мелких (1 – 4мм) упруго – пластичных частиц равномерно распределяющихся в объёме воды. Темпоскрин избирательно взаимодействует с разными пластами коллекторами. При закачке в пласт частицы Темпоскрина устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные поры, каверны и трещины. При этом благодаря своей пластичности частицы Темпоскрина легко преодолевают отдельные сужения в поровых каналах пласта. Менее проницаемые интервалы продуктивного разреза, как правило, не подвергаются воздействию Темпоскрина. Таким образом это препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части продуктивного пласта и приводит к перераспределению фильтрационных потоков, к охвату новых, ранее не задействованных нефтеносных участков пласта, к выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин.
Очередным этапом на пути повышения нефтеотдачи пласта является закачка оторочки 0.05% водного раствора полиакриламида, улучшающей нефтевытесняющие свойства закачиваемой воды.Это способствует значительному повышению вязкости воды. Оторочка затем продвигается по пласту под воздействием обычной воды. Повышенная вязкость этой оторочки испецифическое строение полимерного раствора способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием, и снижению расхода воды, необходимой для заводнения залежи.
Вытеснение нефти раствором полиакриламида приводит к увеличению нефтеотдачи на 5-10%.
3.1 Общая схема ППД
Для удовлетворения потребности системы поддержания пластового давления в пресной воде, забор воды производится из реки Юганская Обь.
Система водоснабжения состоит обычно из нескольких звеньев, к которым относятся водозаборные сооружения, напорные станции первого и второго подъёмов, кустовые насосные станции ( КНС ), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.
1 2 3 4
5
6
7
8
9 
-
Приёмная труба; -
Береговой колодец; -
Насосная станция первого подъёма; -
Насосная станция второго подъёма; -
Разводящий водовод; -
Кустовые насосные станции; -
Водораспределительные гребёнки; -
Водоводы высокого давления; -
Нагнетательные скважины.
Рисунок 3.1 Схема водоснабжения для заводнения пластов
-
Водозабор находится в непосредственной близости от источника воды – реки Юганская Обь и состоит из самотечных приёмных линий большого диаметра и берегового колодца, куда спущены всасывающие трубы насосов первой ступени подъёма. Стенки колодца забетонированны, верх оборудован герметичным люком, диаметр колодца – 1.5м, глубина – 7м. Первая ступень водоподъёма оборудована тремя насосами Д-6-30027. Вторая ступень состоит из четырёх блоков оборудованных центробежными насосами ЦНС-3000 197. Очистных сооружений нет и добавок ингибиторов не производится. Со второй ступени подъёма вода поступает в водовод диаметром – 1000мм под давлением 1.6-2.0 МПа.
Следущее звено в системе ППД – кустовые насосные станции. На продуктивный горизонт Б10 закачка воды ведётся шестью кустовыми насосными станциями, каждая из которых оборудована тремя центробежными насосами ЦНС-180-1422. В работе находится один агрегат, а два агрегата – в резерве. Далее от насосных агрегатов вода по выкидным линиям поступает в блок распределительных гребёнок под давлением 11.5-14.5 МПа. Распределительные гребёнки оборудованы основными и дублирующими задвижками, диафрагмами и частотными расходомерами (СВЧ-50). От распределительных гребёнок вода под давлением поступает в нагнетательные скважины.
3.4 Факторы, влияющие на приёмистость нагнетательных скважин
От приёмистости нагнетательных скважин зависят объёмы закачки воды в пласт, что в свою очередь влияет на величину пластового давления, которое необходимо поддерживать для обеспечения высоких коэффициентов нефтеотдачи, а следовательно и добычи нефти из залежей. Поэтому знание факторов, влияющих на приёмистость скважин имеет важное значение для повышения приёмистости и ёе поддержания на заданном уровне.