Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    97,93 Кб
  • Опубликовано:
    2014-09-27
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

Введение

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие не традиционные источники). Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20 % денежных средств. На топливно-энергетический комплекс приходится 30 % основных фондов и 30 % стоимости промышленной продукции Республики Казахстан. Он использует 10 % продукции машиностроительного комплекса, 12 % продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта Республики Казахстан и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районо-образовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан Казахстана, такие проблемы, как безработица и инфляция.

Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной, газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.

Жанажол - одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в западной части РК, его запасы 100 млн. тонн нефти. Значительные запасы газа и конденсата установлены также на Жанажольском месторождении. Основным способом эксплуатации на месторождении Жанажол является фонтанный. В настоящее время идет интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации, в частности на штангово-глубинно-насосный.

Для более оптимального регулирования разработки месторождения необходимо знать свойства объектов, оказывающих влияние на технологический процесс извлечения из него нефти или газа.

С открытием месторождения Жанажол, одного из первых месторождений в пределах Предуральского плато, появилась возможность обеспечения потреб ности в нефтепродуктах Актюбинской области.

Жанажол - одно из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в западной части РК.

 

1. Геологическая часть

скважина разбуривание нефтегазоносность месторождение

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба и в административном отношении входит в состав Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются хозяйство Жанажол, расположенное в 15 км к северо-востоку, и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км. От областного центра Актобе Жанажол стоит в 240 км.

Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия отстоит на 100 км от площади. Производственное предприятие НГДУ «Октябрьскнефть» ОАО «СНПС-Актобемунайгаз» расположено в районном центре городе Кандыагаш, в 130 км к северу от месторождения Жанажол.

К настоящему времени от Кандыагаша до Жанажола проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также подведена линия электропередачи.

Согласно схеме комплексного физико-географического районирования Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз - Эмбинского района, Уил - Эмбинского района, Узень - Урало-Эмбинской провинции, Северо-Каспийской области, Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.

Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Южный участок ниже, северный участок выше, средний участок является седловиной с отметкой 125-150 м, с севера на юг его пересекает река Эмба.

Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения.

Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.

Основная часть территории - степь. Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает минус 40°С, летний максимум + 40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м.

Равнинность территории создает благоприятные условия для интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного направления, вызывают бураны. Летом преобладают ветры северо-восточных направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего горизонта почвы.

Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.

Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.

Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что в свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный и бедный. Основу его составляют ковыльно - полынно - типчаковые группировки.

Животный мир очень разнообразный. Из млекопитающих обитают волки, лисы, зайцы. Из грызунов - суслики, тушканчики, песчанки, полевые мыши. Из пресмыкающихся следует отметить ящериц и различных змей, в том числе и ядовитых. Из пернатых встречаются орлы, степные куропатки, дрофы, дикие голуби. Через район проходят пути миграции сайгаков.

Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район. Коренное население казахи, в основном, занимаются скотоводством и земледелием - выращивают кормовые злака. Население Актюбинской области составляет 687,7 тысяч человек.

Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины выходят на поверхность на правобережье реки Атжаксы. Они характеризуются постоянством литологического состава и имеют среднюю толщину 3,9 м. Эти глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см, а в ряде случаев - от 40 до 50 см. Мергели широко распространены на площади в виде останцов и приурочены к маастрихтскому, кампанскому и сантонскому ярусам. В их составе от 19,9 до 36,6 % СаО и от 27 до 52 % нерастворимого остатка, что свидетельствует о возможности использования их для цементного производства [22].

1.2    История геологической изученности и разработки месторождения

Первые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе Е.К. Ковалевского и А. Гарнгроссе, которые в 1840 году изучали обнажения по рекам Темир, Эмба, Атжаксы [2].

И в дальнейшем исследования района носили маршрутный и рекогносцировочный характер. Более детальное и планомерное изучение территории начинается с 1944 года. Так, в 1944-1946 годах Каспийско - Аральской партией под руководством А. Л. Нишина и Г. П. Водорезова проводилась геологическая съемка листа M-40 в масштабе 1:1000000. В результате работ была составлена геологическая карта и объяснительная записка к листу, в которой освещены основные вопросы стратиграфии и тектоники территории. Эти работы до сих пор не утратили своей ценности.

В 1949 году Б. И. Самодуров и Н. В. Иванова провели геологическую съемку масштаба 1:200000 листа М-40-ХХХIV, куда входит и Жанажол. Авторы дали подробное описание геологического строения района. В 1952 году площадь была покрыта гравиметрической съемкой того же масштаба (Л. Н. Тушканов).

В 1953-1954 годах на этой площади проведена геологическая съемка масштаба 1:50000 с применением нормативочного бурения (Л. С. Зингер).

Поднятие Жанажол, было выявлено в 1960 году и подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской геофизической экспедиции (АГЭ). В 1975 и в 1980 годах его строение было уточнено исследованиями МОГТ.

Глубокое поисковое бурение на площади начато в 1961 году при Мугоджарской экспедиции глубокого бурения треста «Актюбнефтеразведка». Начиная с 1976 года, поисковые работы велись Актюбинской нефтеразведочной экспедицией, а с 1978 года и Кенкиякской нефтеразведочной экспедицией объединения «Казнефтегазгеология».

Месторождение было открыто в 1978 году. В результате глубокого бурения Жанажолской структуры Актюбинской нефтеразведочной экспедицией 31 июля 1978 года из скважины № 4 был получен мощный приток из подсолевых отложений с глубины 2800-2894 м. Поисково-разведочные работы проводились на Жанажоле до 1996 года [3].

В 1981 года на месторождении начато бурение разведочных и первых эксплуатационных скважин вновь созданным объединением «Актюбинскнефть» Миннефтепром СССР, которому поручена его разработка.

С целью освоения крупнейшего в Актюбинской области Жанажолского месторождения и подготовки его к промышленной разработке приказом министра нефтяной промышленности № 157 от 10 марта 1981 года было создано нефтегазодобывающее управление «Октябрьскнефть», в составе его на самостоятельном балансе - управление технологического транспорта, строительно-монтажное управление, жилищно-коммунальная контора.

Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол вступило в эксплуатацию фонтанным способом в 1993 году по проекту, составленному институтом «Гипровостокнефть» вводом в разработку северного купола пачки В+В'.

Разработка месторождения началась с разбуривания объектов первой карбонатной толщи (пачки А, Б, В'), залегающие в интервале глубин 2550 -2900 м.

В 1982 году разведка залежей КТ-I была закончена, произведен расчет и утверждение ГКЗ СССР запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов.

Продуктивность второй карбонатной толщи (КТ-II) была установлена в декабре 1980 года скважиной № 23, заложенной на КТ-I и впоследствии углубленной.

В 1985 году были подсчитаны и утверждены запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по второй карбонатной толще КТ-II, после чего с 1986 года началась эксплуатация второй карбонатной толщи с вводом в разработку пачки Дн-I южного купола. В 1988 году был введен в разработку северный купол второй карбонатной толщи эксплуатацией пачек Д-III и Гн-III. Пачка Гв-III вступила в разработку в 1989 году.

Техническое обустройство месторождения осуществлялось трестом «Оренбургнефтегазстрой», работы которого активизировались с сентября 1983 года. В дальнейшем генеральным подрядчиком по оснащению нефтяных месторождений выступал трест «Актюбнефтегазстрой».

В освоении Жанажолского месторождения нефти и газа участвовал коллектив Октябрьской экспедиции глубокого эксплуатационного бурения (ОЭГЭБ) Степновского УБРНО «Саратовнефтегаз», начавший работу вахтенно-экспедиционным методом с 1981 года в составе трех бригад. В 1982 году была создана база производственного обслуживания в поселке Жанажол, и были организованы вулканизационный и аккумуляторный цеха.

В 1983-1984 годах в поселке Жанажол был введен в эксплуатацию механоремонтный участок НГДУ «Октябрьскнефть» площадью 450 м для восстановления бурового нефтепромыслового и транспортного оборудования. В 1983 году началось строительство дороги Эмба - Жанажол. Большое значение для современной транспортировки необходимого оборудования имело строительство дороги от Жанажолского месторождения до Кенкиякского. С целью улучшения использования рабочих кадров и сокращения времени доставки рабочих к месту работы было начато также в 1982-1983 годах строительство взлетно-посадочной полосы в районе Жанажолского месторождения и в 1983-1984 годах в городе Кандыагаш.

Таким образом, были созданы оптимальные условия для того, чтобы в апреле 1984 года месторождение Жанажол можно было ввести в опытно-промышленную эксплуатацию.

В связи со специфическими особенностями физико-химических свойств нефти месторождения Жанажол - высокое содержание сероводорода и углекислого газа в попутном газе, - потребовалось создание специальной системы сбора, подготовки нефти, газа, воды, установок по производству серы в коррозионно-стойком исполнении. Исходя из такой потребности, в 1984 году был введен в эксплуатацию Жанажолский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ), впервые сооруженный в бывшем СССР на отечественном оборудовании, который является опытно-промышленном предприятием. К этому времени уже был построен нефтепровод Жанажол - Кенкияк протяженностью 50 км.

В 1986 году началась закачка воды в пласт по различным объектам, с целью поддержания пластового давления (ППД).

С самого начала разработки месторождения использовался только один способ эксплуатации - фонтанный. Этот метод применяется до сих пор. Кроме этого метода на месторождении имеется опыт работы с механизированным способом эксплуатации, который был начат в июне 1990 года, переводом скважины № 724 с фонтанного способа эксплуатации на глубинно-насосный .

В течении 1995-1998 годов проведен комплекс мероприятий по расширению системы ППД - введены блочные кустовые насосные станции (БКНС), 28 нагнетательных, 7 водозаборных скважин.

В 1997 году начался этап сотрудничества акционерного общества «Актобемунайгаз» с Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией, которая приобрела 60,3 % контрольного пакета акций.

В 2009 году Синьцзяньским нефтегазовым научно-исследовательским институтом при нефтяном управлении Синьцзянь-Уйгурской Автономной Республики КНР был выполнен «Отрегулированный проект по разработке нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол».

На данный момент месторождение находится на второй стадии разработки: доразведка, разбуривание, стабилизация добычи нефти.

1.3 Стратиграфия

На площади Жанажол буровыми работами изучен комплекс отложений нижнекаменноугольного - верхнемелового возраста. При стратиграфическом расчленении разреза использованы имеющиеся палеонтологические определения, диаграммы, промыслово-геофизических исследований, описание керна [3].

Каменноугольная система С

Нижний отдел С1

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста. В скважине № 1-С они встречены в интервале минус 4190-4200 м. На соседних площадях Кожасай, Восточный Тобускен, Восточный Тортколь вскрытая толщина терригенной толщи среднего и нижнего визейского и турнейского яруса превышает 1000 м.

Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной серыми, светло-серыми органогенно-обломочными, мелкокристаллическими и массивными известняками, полимиктовыми песчаниками и доломитами с резкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина тарусского горизонта нижнего подъяруса составляет 70-86 м; толщина стешевского 62-76 м; толщина протвинского горизонта верхнего подъяруса 72-90 м. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнего карбона достигает 308 м.

Средний отдел С2

Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус С2b

Отложения башкирского яруса полностью пройдены скважиной № 1-С (3892-3668 м) и частично скважиной № 23 (3886-3803 м). Толщина достигает 224 м. Представлены они серыми и светло-серыми, органогенно-комковатыми, массивными доломитизированными известняками со стилолитовыми швами, с резкими прослойками аргиллитов.

Московский ярус С2m

В составе же московского яруса выделяются два подъяруса.

Отложения нижнего московского подъяруса, представленные визейским и каширским горизонтами, вскрыты скважиной № 23 в интервале 3803-3647 м и скважиной № 1-С в интервале 3668-3566 м. Толщина подъяруса колеблется от 108 до 156 м. Сложен он карбонатными породами с единичными маломощными прослоями аргиллитов. Резкая фациальная изменчивость на площади является характерной чертой данного яруса.

Верхнемосковский подъярус представлен подольским и мячковским горизонтами. Нижняя часть подольского горизонта сложена преимущественно терригенной толщей пород, состоящей из переслаивания аргиллитов, песчаников, алевролитов, гравелитов, реже известняков. Толщина его от 266 м до 366 м. Верхняя часть горизонта представлена светло-серыми, почти белыми, органогенно-обломочными, сгустковыми, прослоями микрозернистыми, массивными, крепкими известняками. Толщина подольских карбонатных отложений колеблется от 144 до 220 м. Выше по разрезу залегают органогенные, органогенно-обломочные, микрозернистые известняки и доломиты мячковского горизонта. Эта часть разреза довольно четко выделяется по положению между двумя реперными прослоями, образованными глинистыми породами толщиной до 10 м, прослеживающимися по всей площади месторождения. Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами на месторождении. Толщина его варьируется 115 до 164 м.

Верхний отдел С3

Граница верхнего карбона со средним отделом достаточно четко отбивается по изменению характера записи кривой гамма-каротажа. В составе верхнего карбона, благодаря находкам многочисленной микрофауны и конодонтов, выделяется касимовский и гжельский ярусы.

Касимовский ярус С3k

В литологическом отношении касимовский ярус на большей части площади сложен известняками и доломитами. В северо-восточной части месторождения характер разреза изменяется. Здесь наряду с известняками и доломитами большую роль играют голубовато-серые крупнокристаллические крепкие ангидриты. Степень ангидритизации разреза постепенно увеличивается снизу вверх от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5-10 м) пластов и ангидритов. Толщина касимовского яруса варьирует от 50 до 97 м.

Гжельский ярус C3g

Гжельский ярус состоит из двух частей. Нижняя, толщина 53-136 м, в отложениях распространения сульфатных и карбонатных пород имеет строение, аналогичное нижележащему ярусу. Отличительной ее особенностью является широкое развитие органогенных известняков, на 65-85 % состоящих из обломков фауны и водорослей. Кроме того, в северо-восточной части площади еще более усиливается ангидритизация разреза, и значительное распространение получают также темно-серые, почти черные аргиллитоподобные глины

Таким образом, всю в основном карбонатную толщу пород подольского и мячковского горизонтов московского яруса, а также касимовского и гжельского ярусов верхнего карбона, где наряду с карбонатными породами имеют развитие (особенно в северо-восточной части месторождения) и сульфатные отложения (ангидриты), относят к так называемой «верхней карбонатной толще KT-I». Ее суммарная толщина изменяется от 427 до 537 м.

Над карбонатной частью разреза расположена терригенная пачка пород гжельского яруса, состоящая из глин, алевролитов, реже гравелитов толщиной от 24 до 109 м.

Пермская система Р

Пермские отложения представлены нижним и верхним отделами

Нижний отдел Р1

Нижняя пермь, представлена отложениями ассельского, сакмарского и кунгурского ярусов.

Ассельский и сакмарский ярусы P1a - P1s

Ассельско-сакмарская терригенная толща пород совместно с гжельской терригенной пачкой образует на Жанажолском месторождении региональный флюидоупор. Толщина этой покрышки, в значительной степени глинистой по составу, изменяется довольно в широких пределах от 16 до 598 м и имеет тенденцию к уменьшению с севера на юг. В литологическом отношении это переслаивание аргиллитов, песчаников, алевролитов, реже гравелитов и глинистых известняков. Толщина ассельского яруса колеблется от 9 до 359 м. Сакмарский ярус также не выдержан в отношении толщины (от 0 до 209 м в скважине № 5).

Кунгурский ярус P1k

Гидрохимические отложения кунгурского яруса совместно с верхней надкарбонатной терригенной толщей образуют мощную флюидоупорную покрышку для нефтегазонасыщенной части до кунгурского разреза.

Отложения кунгурского яруса в нижней части представлены сульфатно-терригенными породами (ангидриты и аргиллитоподобные темные глины) толщиной от 10 до 60 м. Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослоями аргиллитов, реже песчаников и алевролитов, ангидритов. Максимальная толщиной галогенной толщи составляет 996 м, минимальная - 7 м. В верхней части кунгура залегает терригенно-сульфатная пачка („кепрок”), сложенная в основном ангидритами, толщиной 4-84 м.

Верхний отдел Р2

Отложения верхней пeрми представлены пестро-цветными, серо-цветными терригенными породами: глины, в нижней части аргиллиты; полимиктовые, глинистые мелкозернистые песчаники и алевролиты; реже мелкогалечные конгломераты с отдельными выдержанными прослоями (от 3-5 до 10-15 м) высокоомных пород - ангидритов.

Толщина верхней перми изменяется от 633 м в своде северного купола до 1808 м на восточной периклинали.

Триасовая система Т

Отложения триаса выделяются в составе нижнего отдела и литологически представлены чередованием пестроокрашенных глин, песчаников, алевролитов, встречаются прослои слежавшихся слабосцементированных песков. Толщина отложений варьирует от 65 до 371 м.

Юрская система J

Юрские отложения выделяются в составе нижнего и среднего отделов. Суммарная их толщина колеблется от 60 до 246 м. Представлены они серыми глинами, темно-серыми песчаниками, плотными алевролитами и серыми, зеленовато-серыми, полимиктовыми, разнозернистыми песками.

Меловая система К

Меловые отложения представлены нижним и верхним отделами.

Нижний отдел К1

В составе нижнего отдела выделяются песчано-глинистые отложения готеривского, аптского и альбского ярусов суммарной толщиной от 298 до 437 м.

Верхний отдел К2

Верхний мел представлен преимущественно зеленовато-серыми, мергелистыми глинами с прослоями конгломератов. Толщина верхнего отдела колеблется от 28 до 132 м.

Четвертичная система Q

Четвертичные отложения небольшой толщины (2-3 м) повсеместно перекрывают отложения верхнего мела, представлены суглинками и супесями.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении район месторождения Жанажол расположен в восточной прибортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от Уральской геосинклинальной зоны Ащисайским и Северно-Кокпектинским разломами.

Одной из характерных черт геологического развития явилось интенсивное опускание территории и формирование мощного осадочного чехла (7-10 км). Основную часть этой толщины составляет подсолевой комплекс, включающий отложения, заключенные между поверхностью докембрийского фундамента и подошвой галогенных осадков кунгурского яруса.

Поверхность подсолевых отложений моноклинально погружается на запад, от 2,0-2,5 км близ Ащисайского разлома до 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттау.

В пределах указанной моноклинали выделен ряд обособленных ступеней. Последние более четко проявляются по нижним горизонтам и последовательно погружаются к центральной части впадины. С востока на запад выделяются Жанажолская, Кенкиякская, Коздысайская и Шубаркудукская системы ступеней, в пределах которых кровля подсолевого горизонта соответственно находится на глубинах: 3-3,5 км, 3-4 км, 4-5 км и ниже 5 км. К северу от Кенкияка несколько обособленно выделяются Остансукский прогиб, который вдоль западной границы структур Талдышоки, Остансук, Северный Остансук и Байжарык ограничивается нарушением. К северу он непосредственно примыкает к Актюбинскому периклинальному прогибу. Тектонические ступени в значительной степени осложнены разрывными нарушениями [6].

Одной из особенностей Жанажолской ступени является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены крупными поднятиями брахиантиклинального типа.

Месторождение Жанажол приурочено к верхней части обширного карбонатного массива, сложенного породами подольско-гжельского возраста. О строении этого массива по нижним горизонтам можно судить по данным сейсморазведочных работ. На структурной карте по подошве нижней карбонатной толщи пород окско-каширского возраста локализован он в районе скважин № 4 и № 5. По кровле нижней карбонатной толщи, намечаются два локальных свода, оконтуренных изогипсой минус 3200 м. Северный из них расположен в районе скважин № 4 и № 5, южный свод намечается в районе скважины № 18 .

Мозаичная рисовка изогипс остается и по горизонтали, которая характеризуют строение верхней карбонатной толщи пород. По подошве верхнего карбонатного комплекса северный свод Жанажолского поднятия расположен в районе скважин № 4 и № 10; южный свод намечается в районе скважины № 18.

На структурной карте по кровле высокоомного разреза, фиксирующей резкую плотностную границу при смене терригенных пород надкарбонатной толщи сульфатно-карбонатными породами гжельского яруса, Жанажолское поднятие имеет по длинной оси длину 28 км и представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, образованную в теле карбонатного массива пород.

Она состоит из двух локальных поднятий. Северное в районе скважины № 50 оконтурено изогипсой минус 2300 м. По замкнутой изогипсе минус 2500 м его размеры составляют 10,5 х 5,5 км.

Свод южного поднятия залегает на 50 м ниже и оконтурен изогипсой минус 2350 м в районе скважины № 19. Размеры поднятия по изогипсе минус 2500 м составляют 9,5 х 4 км.

Амплитуда поднятия в изученной бурением части составляет порядка 250 м, западное его крыло более крутое (8-10 м) относительно восточного (4-7 м). В целом по всем горизонтам, связанным с границами карбонатных массивов пород, сохраняется унаследованность структурных форм, высокая амплитуда поднятий, их значительные размеры. Лишь по подошве отложений кунгурского яруса, ввиду резкого различия величины мощности подсолевой терригенной толщи пород, которая в пределах площади изменяется от 15 до 600 м, структурный план поднятия как бы нарушается.

Свод северного поднятия немного смещается к востоку и оконтуренный изогипсой минус 1850 м намечается в районе скважин № 5 и № 8.

Структурные карты были зарисованы по кровлям КТ-I и КТ-II на основании применения данных стратиграфического расчленения 284 добывающих и всех разведочных скважин. Общая форма структуры для КТ-I, а также и для КТ-II антиклиналь с южным и северным куполами, с одной седловиной в середине. Направление длинной оси антиклинали ориентировано к северу с отклонением к востоку на 25º.

Структура КТ-I: по структурному плану кровли абсолютная отметка свода южного купола минус 2330 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 9,38 км х 4,38 км, высота структуры 170 м; западное крыло данного поднятия круче, с углом падения пластов 10°, восточное крыло пологое, угол падения пластов 7°. Абсолютная отметка свода северного купола минус 2260 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,25 км x 5,38 км, высота 240 м. Крылья структуры данного поднятия в основном симметричны друг другу, угол падения пластов около 9°.

Структура КТ-II: по структурной карте кровли абсолютная отметка южного свода минус 3110 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по замкнутой изогипсе 12,75 км х 5,38 км, высота структуры 270 м. Западное крыло структуры круче, чем восточное: угол падения пластов западного крыла около 10°, угол падения пластов восточного крыла около 7°. Абсолютная отметка северного свода минус 3050 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,63 км х 5,5 км, высота структуры 330 м. Два крыла в основном симметричны, а угол падения пластов около 10°.

.5 Нефтегазоносность

Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты в нем приурочены к среднегжельскому регионально - нефтегазоносному комплексу пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II), сложенных из известняка и доломитов. Глубина залегания родуктив-ных горизонтов составляет КТ-I до 2850 м и КТ-II до 3850 м.

Продуктивные пачки отличаются здесь большой неоднородностью по коллекторским свойствам и дискретностью по толщине и простиранию. Основными типами коллекторов являются поровой и порово-каверново-трещинный со средней пористостью около 10-11% и представляют собой в каждой карбонатной толще единые пластово-массивные системы. К характерным особенностям залежей нефти и газа месторождения Жанажол относятся: высокое содержание в нефти и газе коррозийных и токсичных компонентов, высокое содержание конденсата в газе (до 600 г/м3) и растворенного газа в нефти (250 - 300 м3/т), большие глубины залегания продуктивных горизонтов и сложные условия бурения ввиду наличия в соленосной толще кунгура прослоев пластичных монтмориллонитовых глин. Трудно извлекаемые запасы сырья составляют здесь около 40 %, нефть и газ содержат до 6 % сероводорода [6].

Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями двух карбонатных толщ. В отложениях первой карбонатной толщи выделены 4 продуктивные пачки: А, Б, В и небольшая пачка В'. Пачки объединены в 4 объекта разработки: пачка А, пачка Б, северный купол пачек В+В' и южный купол пачек В+В'. Все выделенные пачки первой карбонатной толщи объединены между собой единой гидродинамической системой и практически представляют собой одну пластово-массивную газонефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами.

Средняя глубина залегания залежей составляет 2800 метров. Начальное пластовое давление Рпл, приведенное к отметкам ГНК и ВНК равно соответственно 29,1 и 30 МПа. Пластовая температура равна 58-61˚С. Геотермический градиент равен 2,4˚С.

Средний суточный дебит скважин по месторождению составляет 27,34 т/сут. Состав нефти месторождения показан в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Состав нефти и газа

Состав

Нефть (%)

Газ (%)

N2

0,0001

1,71

CH4

0,13

81,18

CO2

0,01

0,72

C2H6

1,23

8,64

H2S

0,53

2,64

C3H8

5,29

3,68

i-C4H10

2,23

0,42

n-C4H10

5,36

0,67

i-C5H12

3,55

0,16

n-C5H12

3,82

0,13

C6H14

4,73

0,05

C7H16

4,04

0,01

C8H18

1,78

0,02

CS

0,0001

0,0001

CH3SH

0,0157

0,0026

C2H5SH

0,0265

0,0012

C3H7SH

0,1965

0,0026

C4H9SH

0,0151

0,0001


Продуктивность второй карбонатной толщи связана с двумя пачками Г и Д. Пачки разбиты тектоническими нарушениями на три блока. В первом блоке (южный купол) выделено 3 объекта разработки: один в пачке Г - Г-I, и два в пачке Д - верхний Дв-I и нижний Дн-I.

Нефтеносность второго блока связана с одним небольшим объектом Г-II. В третьем блоке первоначально выделялись три объекта разработки: два в пачке Г - верхний Гв-III и нижний Гн-III и один в пачке Д - объект Д-III. Затем было признано целесообразным объединить верхнюю и нижнюю часть пачки Г в один объект разработки Г-III. Это единственный объект КТ-II, имеющий газовую шапку, остальные объекты Дв-I, Дн-I, Д-III являются чисто нефтяными.

.6 Водоносность

Жанажолское месторождение входит в восточную окраину Прикаспийского сложно построенного артезианского бассейна.

В палеозойских и мезозойских отложениях восточной окраины впадины выделяются четыре водоносных комплекса: подсолевой палеозойский, кунгурско-верхнепермский, триасовый и юрско-меловой. Каждый их них заключает несколько регионально-выдержанных водоносных горизонтов, приуроченных к определенным стратиграфическим толщам. Ввиду отсутствия мощных глинистых пластов, простирающихся на большие расстояния, и наличия различного рода гидрогеологических окон подземные воды выделенных водоносных комплексов в региональном плане не достаточно хорошо изолированы друг от друга. Но локальный водообмен между подсолевыми и надсолевыми отложениями весьма затруднен [3].

Чередование положительных и отрицательных тектонических движений, испытанных восточной окраиной при ее геологическом развитии в позднепалеозойское и мезозойское время, создало определенную гидрогеологическую цикличность, и каждый раз приводило к изменению палеогидрогеологических условий, нарушавших статическое состояние палеозойских подземных вод.

После каждого гидрогеологического цикла изменялась гидрохимическая характеристика подземных вод, происходила перестройка гидродинамического режима и возникла необходимость в разгрузке подземных вод через имевшиеся тектонические разрушения и плоскости угловых несогласий для выравнивания пластовых давлений, как в совмещенных водоносных горизонтах, так и в горизонтах с уменьшенными пластовыми давлениями.

Воды нижнекаменноугольных отложений хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 182,1 г/л.

Воды среднекаменноугольных отложений соленые сероводородные хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 96,4 г/л, сульфатные слабоминерализованные.

Воды нижнепермских терригенных отложений приурочены к песчаным прослоям артинских, сакмарских и ассельских отложений. Они хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 129 г/л, неметаморфизованные, сульфатные. Статический уровень устанавливается на 80-100 м от устья.

Воды кунгурских отложений локализуются в терригенно-сульфатных прослоях в толщи каменной соли, являются рассолом хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 67,3-263 г/л, воды являются метаморфизованными или слабометаморфизованными.

Воды верхнепермских отложений располагаются в нескольких песчаных водоносных горизонтах, являются минерализованными. Воды хлоридно-кальциевого типа с минерализацией от 50,3 до 292 г/л при плотности 1035,7-1185,6 кг/м3 с растворенными в них метаном и азотом.

Газосодержание вод колеблется от 0,062 до 0,973 м3/м3 при упругости газов 1,16-5,65 МПа. Состав растворенных в воде газов в законтурных и подошвенных водах азотно-метановый и метановый с содержанием метана 55-79,2 %.

Кроме того, в растворенных газах подошвенных и законтурных вод содержится соответственно: этан - 11,1-26,8 % и 0,04-3,6 %; тяжелые углеводороды - 4,3-24 % и 0,03-0,05 %; углекислый газ - 0,36-3,48 %; гелий - 0,003-0,3 %; аргон - 0,03-0,748 %. Возраст пластовых вод неоген-верхнемеловой и он намного меньше возраста водосодержащих отложений. Верхнепермские отложения содержат напорные воды.

Воды нижнетриасовых отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией от 7,1 до 251 г/л. Пластовые воды, в основном, неметаморфизованные. Воды имеют запах сероводорода. Газосодержание варьирует от 0,015 до 0,823 м3/м3 при упругости 3,4-4,57 МПа.

Содержание растворенных газов в законтурной и подошвенной воде колеблется соответственно от 48,6 до 82,9 % и 2,9-40,1 %, метана от 4,5 до 41,7 % и 51,2-89,3 %. В водах установлены также этан - 0,13-21,3 % и тяжелые углеводороды - 0,31-26,1 %, гелий - 0,002-0,053 % и аргон - 0,09-0,932 %. Возраст пластовых вод соответствует раннему миоцену.

Воды юрских отложений образуют два водоносных комплекса: нижнеюрский и среднеюрский.

Нижнеюрские воды сульфатно-натриевые и хлоридно-кальциевые, в единичных случаях гидрокарбонатно-натриевые и хлоридно-магниевые. Минерализация их меняется от 1,4 до 221,9 г/л. Воды слабометаморфизованные. Газосодержание подошвенных вод колеблется от 0,025 до 0,235 м3/м3 при упругости газа до 3,53 МПа.

В состав растворенных газов подошвенных и законтурных вод входят: метан - 49,9-74 % и 30,3 %, этан - 2,6-4,5 % и 0,1 %, тяжелые углеводороды - 1,6-2,1 % и 0,01 %, углекислый газ - 2,5-2,9 % и 0,2 %, азот - 4,29-15,4 % и 67,5 %, гелий - 0,02-0,002 % и 0,43 %, аргон - 0,141-0,315 % и 0,738 %. Абсолютный возраст вод плиоценовый, что свидетельствует о более молодом возрасте водосодержащих отложений.

Воды среднеюрских отложений представлены водами ааленских и байосс-батских отложений.

Воды ааленских отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые и хлоридно-кальциевые. Общая минерализация вод изменяется от 2 до 202,8 г/л. Воды в основном слабометаморфизованные. В состав водорастворенного газа входят: метан - 5,4%, этан - 0,3 %, тяжелые углеводороды - 0,2 %, углекислый газ - 0,3 %, кислород - 0,3 %, азот - 32,1 %, гелий - 0,043 % и аргон- 0,798 % при газовом факторе 0,04 м3/м3 и общей упругости газа 0,4 МПа. Воды напорные.

Воды байосс-батских отложений гидрокарбонатно-натриевые и сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые. Они характеризуются минерализацией от 0,7 до 259 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,025-0,775 м3/м3 при общей упругости газа от 0,21 до 4,86 МПа.

В законтурных водах растворен газ азотного состава с содержанием азота 67,5-98,1% и низким содержанием метана при газовом факторе в 0,025-0,05 м3/м3 и общей упругости 0,14-0,84 МПа.

В подошвенных и в приконтурных водах растворенные газы преимущественно углеводородные с содержанием метана 74,3-91,4 %. Газосодержание по мере приближения к контуру нефтеносности возрастает от 0,227 до 0,775 м3/м3 при упругости газа 0,75-4,86 МПа. Кроме метана и азота в водах содержатся: этан - 0,5-5,6 %, тяжелые углеводороды - 0,01-8,8 %, углекислый газ - 0,1-7,9 %, кислород - 0,1-3,4 %, гелий - 0,002-0,052 % и аргон - 0,029-1,626 %.

Воды четвертичного и плиоценового возраста, что свидетельствует об их инфильтрационном генезисе. Воды обладают значительным пьезометрическим напоре в 42-712 м. Статические уровни в скважинах устанавливаются на глубине 8-68 м.

Воды меловых отложений представлены готеривским, барремским, атским и альбским водоносными комплексами.

Воды готеривских отложений, в основном, гидрокарбонатно - и сульфатно-натриевые и частично хлоридно-кальциевые с минерализацией от 1,9 до 117 г/л. Воды независимо от степени минерализации являются метаморфизованными.

В приконтурных водах растворенный газ имеет, в основном, метановый состав с содержанием метана 83,8 % и азота 6,7 %; в законтурных - азотный состав с содержанием азота 82,8-86,6 % и метана до 14,3 %. В водах присутствует также: этан - 0,01-9,1 %, углекислый газ - 0,1- 0,5 %, гелий - 0,003-0,009 % и аргон - 1,052-1,187 %. Возраст вод - четвертичный.

Воды напорные, статические уровни их устанавливаются на глубине 12-43 м.

Воды барремских отложений гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые с минерализацией 0,3-31,7 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод составляет 0,022-0,247 м3/м3 при упругости газа 0,12-0,9 МПа. В подошвенных водах растворен метановый газ с содержанием метана 86,9 % и азота 6,5 %. В законтурных водах и на нефтеносных куполах газ азотный с концентрацией азота 89,1-96 % и метана 3,9-8,2 %.

В составе газа определены также этан - до 0,37 %, тяжелые углеводороды - до 2,13 %, углекислый газ - 0,1-4 %, гелий -0,006-0,016 % и аргон - 0,227-1,674 %. Возраст вод четвертичный. Воды напорные, статические уровни их в скважинах устанавливаются на глубине 5-55 м, а дебит при понижении уровня на 40 м достигает 8 л/с.

Воды аптских отложений преимущественно гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые, частично хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией 0,5-90,8 г/л при плотности 1000-1067 кг/м3. На некоторых участках водоносный горизонт залегает неглубоко от поверхности и содержит слабоминерализованные воды.

Воды неметаморфизованные. Состав газов законтурных вод: азота - 95,7-97 %, метана - 2 %, углекислого газа - 0,2-1 %, гелия - 0,003 % и аргона 0,298-1,8 %. Воды напорные, статические уровни их скважинах устанавливаются на глубине 4-80 м от устья. Дебиты при понижении уровня на 20 м составляют 0,3-10 л/с.

Воды альбских отложений сульфатно-натриевые и хлоридно-магниевые с минерализацией 0,21-0,472 г/л. Воды песчаных отложений альба подпитываются солеными водами более древних отложений и становятся непригодными для питьевых целей.

Газосодержание вод равно 0,04 м3/м3 при упругости газа 1,9 МПа. Растворенный газ азотный с содержанием азота - 67%, метана - 26,4%, этана 0,25%, тяжелых углеводородов - 1,2%, углекислого газа-3,6%, гелия - 0,005%; и аргона - 1,106%. Статические уровни вод в скважинах устанавливаются на глубине 10-30 м от устья, максимальные дебиты 8,0-13,5 л/с.

В четвертичных отложениях имеет распространение водоносный горизонт, связанный с делювиальными отложениями, слагающими долины балок и пониженные участки рельефа. Питание его осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков. По типу залегания делювиальные воды относятся к грунтовым.

Таким образом, подземные воды продуктивных горизонтов верхнепермских и мезозойских отложений относятся в основном к высокоминерализованным. Минерализация их увеличивается с глубиной.

По гидрохимическим показателям они не типично нефтяные с застойным режимом, не сингетичны вмещающим отложениям, а инфильтрационные, что указывает на нахождение водоносных горизонтов в зоне водообмена с дневной поверхностью и свидетельствует о плохой закрытости недр и активном разрушении нефтяных залежей.

Содержание водорастворенных газов на водонефтяном контакте месторождения Жанажол составляет в среднем 3,1 м3/м3, из которых примерно половина приходится на кислые (сероводород, двуокись углерода) и половина на метан и его гомологи.

Характерной особенностью химического состава растворенных газов является высокое содержание сероводорода (34,4%) и двуокиси углерода (11,7%). Обращает на себя внимание также низкая концентрация гомологов метана (около 2%), что не характерно для подземных вод, контактирующих с нефтяной залежью.

2. Технико-технологическая часть

.1 Характеристика современного состояния разработки

Продуктивность второй карбонатной толщи (KT-II) была установлена в декабре 1980 года скважина №23, заложенной на KT-I и в последствии углубленной.

Разработка месторождения начата в 1983г. с вводом в эксплуатацию продуктивных пачек первой карбонатной толщи KT-I.

В 1985г. были подсчитаны и утверждены запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по второй карбонатной толще KT-II (протокол ГКЗ СССР №9895 от 25.12.85), после которого с 1986г. началась разработка второй карбонатной толщи эксплуатационной пачки Дн-I южного купола. В 1988г. был введен в разработку северный купол второй карбонатной толщи эксплуатации пачек Д-III и Гн-III. Пачка Гв-III вступила в разработку в 1989 г.

В продуктивном разрезе выделено 8 эксплуатационных объектов: 3 в первой карбонатной толще, приуроченных к пачкам А, Б, В+Всев и 5 во второй карбонатной толще KT-II (пласты Д-Ш, Дн-II, Дв-I пачки Д и пласты Гв-III, Гн-III пачки Г).

Разбуривание объектов первой карбонатной толщи KT-I по равномерной треугольной сетке 500х500м, второй толщи KT-II по равномерной треугольной сетке 700х700м.

Рассмотрено два варианта разработки пачек А и Б толщи KT-I, предусматривающие эксплуатацию оторочек нефти на естественном упруго-газонапорном режиме газовых шапок с частичным развитием режима растворенного газа, по пачке В+В` - площадное заводнение по 7-ми точечной системе.

По второму варианту все продуктивные пачки разрабатываются с применением барьерного заводнения по пачкам А и Б, а по пачке В+В' барьерное заводнение предусматривалось использовать лишь по северному куполу, по южному же куполу остается площадное заводнение, в связи с тем, что нефтяная оторочка подстилает газовую шапку по всей площади простирания.

Пласт В предлагалось разрабатывать на первом этапе единичными скважинами с последующим дренированием возвратным фондом скважин с пачки Д-III второй карбонатной толщи KT-II.

В пачке Г было выделено 4 объекта разработки: объект Г-I в первом блоке (южный участок); Г-II во втором блоке; два объекта - верхний Г-III и нижний Гн III в третьем блоке. В пачке Д было выделено три объекта разработки: верхний Дв-I и нижний Дн-I в первом блоке (северный участок) Д-III. Объекты Гв-III, Гн-III, Дв-I, Дн-I признаны основными, объект Г-I предусматривалось разработать возвратным фондом скважин, объекты Г-П и Д-III предлагалось временно законсервировать в связи с низкими коллекторскими свойствами и небольшой величиной запасов.

В дальнейшем объединили залежи Гв-III и Гн-III в один эксплуатационный объект Г-III. Данные нефтегазоконденсатные залежи имеют единый ГНК и ВНК, представляют собой единую гидродинамическую систему и характеризуются подобием коллекторских свойств и насыщающих их жидкостей. Рекомендуется вариант разработки с закачкой воды в центральную область газовой шапки и разрешающие ряды 3-х рядной системы. Согласно этому варианту нефть будет вытесняться водой. Поэтому при едином положении ГНК желательно вскрыть залежи Гв-III и Гн-III единой равномерной сеткой добывающих скважин.

Предусматривается временная консервация скважин залежи Д-III как низкопродуктивного объекта. В процессе эксплуатации были получены новые данные, которые показали, что залежь пласта Д-III обладает наиболее высокой характеристикой коллекторских свойств по сравнению с другими объектами второй карбонатной толщи. Поэтому предусмотрен ввод залежи Д-III как одного из основных объектов разработки.

Таким образом, выделено 10 эксплуатационных объектов.

В первой карбонатной толще выделено 4 объекта: объекты Б, В+В' - являются основными и объект А возвратным. Во второй карбонатной толще основными объектами являются объекты Г-III (с участком объекта Г-II) Д-III, Дв-I и Дн-I , возвратным - объект Г-I.

Были внесены следующие коррективы в проекте разработки:

-       сокращение площади разбуривания и уменьшения количества проектных скважин в связи с увеличением минимальной предельной толщины для бурения с 8 до 16 м,

-       внедрение по объектам второй карбонатной толщи трехрядной системы заводнения,

-       усиление запроектированной системы воздействия по объектам KT-I за счет очагового заведения.

Все выделенные продуктивные пачки первой карбонатной толщи КТ-1 объединены между собой единой гидродинамической системой и представляют единую газонефтяную залежь с единым газонефтяным и водонефтяным контактом.

Начальное пластовое давление по разрабатываемым объектам А, Б, В+В' приведены к отметке ГНК и ВНК составляет 29,1 и 30 МПа соответственно. Все залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления. Несмотря на низкие темпы отбора нефти из залежей и низкую выработку извлекаемых запасов имеет место довольно интенсивное снижение пластового давления.

Эксплуатационный объект А разрабатывается с 1986 г. Учитывая, что объект разрабатывается небольшим количеством скважин и является возвратным, будем считать, что энергетически состояние объекта остается на уровне первоначального, то есть, режим залежи упругогазонапорный.

Эксплуатационный объект Б разрабатывается с 1984 г. Закачка по объекту была начата только с 1991 г. Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора в северной части залежи составило 25,2 МПа , а по южной части залежи составило 23,0 МПа . На 01.01.14г. из залежи отобрано 5301,586 тыс.т. На объекте Б существует гидродинамическая связь между законтурной водонапорной областью и нефтяной оторочкой пачки Б.

В районе газовой шапки объекта Б имеются замеры пластового давления по скв.№745. Значение Рпл (27,4 МПа) показывает, что в газовой шапке давление упало на 2,6 МПа по сравнению с начальным. Это свидетельствует, что закачка воды в приконтурные скважины сдерживает падение давления в газовой шапке.

Эксплуатационный объект В вступил в разработку в 1983 г. Закачка воды была начата на 4 год разработки. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление по северному участку залежи в зоне отбора жидкости составило 23,8 МПа, что на 6,3 МПа ниже первоначального давления. Следует заметить малое количество замеров Рпл, что не дает возможности определить более достоверно средневзвешенное пластовое давление. На 0,1 МПа падения пластового давления на северном куполе приходится 114,6 тыс.т нефти.

По значению пластового давления в настоящий момент можно судить о режиме работы залежи. По залежи объекта Всев наблюдается режим упругий с переходом в зоне отбора на режим растворенного газа. В районе газовой шапки объекта в скважине № 393 Рпл составило 23,9 МПа. Такое снижение пластового давления (на 6,1 МПа) по сравнению с начальным свидетельствует о вторжении газа в нефтяную зону.

В действительности есть случаи прорыва газа в приконтурные скважины. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление по южному участку залежи в зоне отбора жидкости ниже первоначального давления на 4,8 МПа и составляет 25,2 МПа. Следует отметить малое количество замеров, которое не дает возможности определить более достоверное давление на залежи. На 0,1 МПа падения пластового давления на южном куполе приходится 72,48 тыс.т нефти.

По сравнению с северным, залежь объекта В юг содержит меньшие запасы на 0,1 МПа. В целом Рпл снизилось по сравнению с давлением насыщения на 0,48 МПа. По залежи наблюдается режим с частичным переходом в некоторых зонах на режим растворенного газа.

Эксплуатационный объект Г-III вступил в разработку в 1988г. Закачка воды была начата в 1995. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление составило 28,0 МПа. Если смотреть на карту изобар в зонах отбора есть снижение пластового давления до 25,2 МПа.

В районе скважин №№2382, 2251 пластовое давление составило 27,0 и 26,65 МПа, Такое снижение давления за 12 лет разработки на 11 МПа по сравне нию с начальным (39 МПа) является следствием позднего поддержания пластового давления.

По объекту самое низкое значение удельной добычи на 0,1 МПа 54,0 тыс.тенге, по сравнению с вышележащими объектами. В целом по залежи наблюдается упруговодонапорный режим с переходом в зонах отбора на режим растворенного газа.

Эксплуатационный объект Д-III вступил в разработку в 1988 г. Закачка воды была начата в 1995. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление составило 30,1 МПа. По карте изобар в зонах отбора есть снижение пластового давления в зоне отбора скважин №№ 2361, 2372, до 29,4. Наблюдается упругий режим.

Эксплуатационный объект Дн вступил в разработку в 1986г. Закачка воды была начата в 1992г. По состоянию на 01.01.13г. средневзвешенное пластовое давление составило 26,6 МПа. Такое снижение давления на 12,8 МПа за 10 лет разработки показывает на упругий режим залежи.

.1.1 Технологические показатели разработки

Разработка ранее осуществлялась по проекту разработки, выполненному институтом Гипровостокнефть. В настоящее время разработка ведется согласно «Технологической схемы разработки месторождения Жанажол», выполненной Синьцзяньским НИИ нефти и газа совместно с КИПИ «Каспиймунайгаз» (г. Атырау) и утвержденной 14 июня 2011 года (Протокол ЦКР №13). В технологической схеме были пересмотрены объемы добычи нефти и газа по годам.

Таблица 2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению за 2014 год

Показатели

По проекту

Факт

1

Фонд добывающих скважин

377

364

2

Фонд нагнетательных скважин

154

127

3

Дебит нефти, т/сут

20

29.7

4

Обводненность, %

6.89

2.5

5

Добыча нефти, тыс. т

2705

2958.8

6

Добыча газа,млн м3

1098.45

878.323

7

Темп отбора,%

2.3

2.5

8

Закачка воды, тыс. м3

9150

7511.3

9

Текущая компенсация отбора заводнением, %

140.38

91.2


В сравнении с показателями разработки за этот же период 2014г по месторождению Жанажол: добыча нефти возросла на 632,4 тыс.т, объем попутного газа возрос на 209,8 млн.м3, средний дебит одной скважины увеличился на 7,6 т/сут. Закачка воды увеличилась на 1194,276 тыс. м3.

При сопоставлении проектных и фактических отборов нефти отмечается отклонение объема добычи нефти от проектного в сторону увеличения и отклонение объема добычи газа от проектного в сторону уменьшения. При определении объемов добытого попутного газа строгого учета не существует. Оценка объемов осуществляется на основании данных о газовом факторе, замеры которого также не являются систематическими и проводятся не по всем скважинам.

Таблица 2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению на 01.07.2014 года

№п/п

Показатели

По проекту

Факт на 1.07.2014г.

1

Фонд добывающихскважин

406

406

2

Фонд нагнетательных скважин

141

118

3

Дебит нефти, т/сут

25,2

30,7

4

Обводненность, %

7,1

3,9

5

Добыча нефти, тыс.т

3372,7

1889,84

6

Закачка воды, тыс. м

9560

4239,790


Как показывает анализ объемов отбора и закачки за I полугодие 2012 г., объем добычи был перевыполнен, тогда как закачка воды в пласт отстает.

.1.2 Характеристика фонда скважин

На объекте А пробурено 24 скважины, в том числе на южном участке 15 скважин, из которых 8 действующих фонтанных и 1 скважина №481 находится под закачкой, 4 скважины находятся в консервации, 1 скважина №44 - наблюда тельная.

На северном участке 9 скважин, из которых 4 действующих фонтанных, скважина № 412 находится под закачкой, 4 скважины №№ 123, 505, 507, 510 находятся в консервации в ожидании перевода на механизированную добычу.

На объекте Б пробурено 114 скважин, в том числе на южном участке 75 скважин, из которых 54 действующих скважин, 15 шт. находится под закачкой из 17 нагнетательных, 1 скважина находятся в простое и скважины №№ 555, 745 - наблюдательные. На северном участке действующий фонд насчитывает 34 скважины. Нагнетательный фонд 7 скважин, все находятся под закачкой. Одна скважина эксплуатируется ШГН и две - наблюдательные.

На объекте Всев пробурено 96 скважин, действующие добывающие - 68, из которых три скважины №№ 333, 603, 604 находятся в простое и 6 скважин в бездействии. Нагнетательный фонд северного участка составляет 21 скважину, из которых 20 шт. под закачкой, одна скважина № 502 в освоении, и скв. № 393 наблюдательная.

На объекте Вюг пробурено 64 скважины, действующие добывающие - 49, из которых 5 скважин в бездействии. Все скважины работают фонтанным способом. Нагнетательный фонд южного купола составляет 13 скважин, все действующие. Скважины №№ 359, 541 - наблюдательные.

На объекте Г-III по состоянию на август 2009г. пробурено 137 скважин. Из них 102 фонтанные, 2 ШГН, 8 газлифтные, 26 находятся в бездействие.

На объекте Д-III пробурено 96 скважин, из них 6 действующих добывающих и три нагнетательных.

На объекте Дн пробурено 24 скважины. Из них 11 фонтанных, 8 ШГН, 3 под закачкой, 2 в бездействии.

.2 Оборудования применяемые на месторождении

При фонтанной эксплуатации скважин подъем продукции на поверхность осуществляется гидростатическим напором разрабатываемых пачек.

Оборудование газоконденсатных скважин

Газовые и газоконденсатные скважины имеют наземное, подземное и забойное оборудование.

Наземное оборудование или оборудование устья скважины предназначается для подачи газа из ствола скважины в газосборную сеть, для подвески НКТ, герметизации обсадных колонн, а также для установления, регулирования и под держания заданного режима скважины.

К наземному оборудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура, блок манифольдов, станция управления и лубрикаторная площадка.

Колонная головка - это нижняя часть наземного оборудования, которая предназначена для обвязки верхних концов обсадных колонн и кондуктора меж ду собой и герметизации межколонного пространства. В нижней части колонной головки расположен широкоопорный пьедестал, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленной на бетонном фундаменте болтами. Сверху к пьедесталу прикреплен опорный пьедестал, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна.

Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале установлен сальник, состоящий из специального уплотнителя ,зажатого между двумя кольцами и нажимной гайкой.

На колонную головку устанавливается фонтанная арматура, которая сос тоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка - это двухфланцевая катушка, предназначенная для подвески НКТ и герметизации кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной. Трубная головка состоит из крестовика тройника и катушки. Диаметр ствола крестовины 155мм. На крестовине имеется два отвода, диаметром 65мм: один предназначен для обработки скважин (прокачка газа или жидкости при продувке и очистке скважины); на другом- устанавливается манометр для замера межтрубного давления (давление должно быть равно 0). Кроме того, на отводах имеются задвижки, которые в рабочем режиме открываются, а при необходимости закрываются. На тройнике трубной головки имеется отвод, через который можно подавать сжатый газ или воздух при возбуждении скважины. При помощи резьбовой втулки, в нижнюю часть катушки ввинчивается НКТ.

Фонтанная елка предназначена для направления фонтанной струи в выкидную линию, а также для контроля и регулирования режима работы скважины. Фонтанная елка включает в себя арматуру, устанавливаемую выше верхнего фланца трубной головки. Фонтанная елка состоит из основного ствола и двух отводов. Ствол фонтанной елки по размерам проходного сечения бывает 2 ½ (62 мм.) и 4 (100 мм.) дюймовый. На стволе фонтанной елки имеется ряд задвижек, для которых устанавливается следующий порядок открытия и закрытия. При пуске скважины в эксплуатацию открывают коренную задвижку, далее открывают задвижку, ближайшую к крестовине, а затем к отводу. При остановке скважины следует закрыть задвижки в обратном порядке. Коренная задвижка должна быть открыта полностью как при эксплуатации, так и при временной остановке скважины. Закрывается она только при полной остановке скважины. Центральная задвижка необходима для перекрытия основного ствола фонтанной елки при аварийных ситуациях. При эксплуатации газовой скважины необходимо, чтобы все задвижки елки были полностью открыты, за исключением задвижек на запасной выкидной линии. Это вызвано тем, что если в струе газа имеются твердые примеси, то при не полностью открытых задвижках может разрушаться оборудование. Фонтанная елка имеет две выкидные линии, диаметром 100 мм: рабочую и запасную. Рабочая выкидная линия предназначена для приема продукции направления ее в газосборную сеть. Запасная выкидная линия для сброса на отжиг или для продувки скважины на факел. На выкидных линиях устанавливаются штуцера, манометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан - отсекатель, который предназначен для автоматического перекрытия выкидной линии при аварийной ситуации. Запорный элемент клапана - отсекателя выполнен в виде заслонки. Для регулирования дебита газа и давления при эксплуатации газовых скважин применяются штуцера.

Штуцер представляет собой болванку круглого сечения, диаметр отверстия которого находится в прямой зависимости от рабочего дебита скважины и колеблется в пределах от 3 до 25мм. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок, воспринимающий давление фонтанной струи, которое регистрируется манометром. Это давление называется устьевым или буферным давлением.

Фонтанную арматуру изготавливают на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 35; 70 и 105МПа.

По конструкции фонтанная арматура бывает крестовая и тройниковая.

Техническая характеристика фонтанной арматуры обозначается: 1АФК63*12.5 или 1АФТ100 *70. Фонтанная арматура, выполненная по ГОСТ может эксплуатироваться при температуре от -60оС до+60оС. Недостатком фонтанной арматуры на сравнительно высокое рабочее давление является большая ее масса. Так фонтанная арматура рассчитанная на рабочее давление 12.5 МПа весит около 2тонн, а если рабочее давление достигает 30 и более МПа то масса фонтанной арматуры увеличивается до 4тонн. Объясняется это прежде всего громоздкими соединениями.

На месторождении применяются фонтанные арматуры следующих типов:

бакинскую АФК 6В - 80/65х350 К2;

грозненскую АФК 6А - 80/50х700 К2;

французскую фирмы „Cameron”.

Регулирование отборов жидкости ведется штуцерами, установленными на устье скважин.

Очищенный газ по трубопроводу поступает на станцию управления. Станция управления сигнальной линией соединена с двумя пилотными клапанами, установленными на выкидной линии фонтанной арматуры после дросселя. Один из пилотных клапанов настраивается на верхний предел допустимого давления на выкиде, второй - на нижний предел.

В случае отклонения давления на выкиде фонтанной арматуры от заданных пределов срабатывает один из клапанов, и сигнал по сигнальной линии поступает на исполнительный механизм станции.

В результате этого, резко снижается давление в трубке управления, соединенной с клапаном-отсекателем в скважине и перекрывает доступ продукции к устью скважины.

Трубка управления с устья вводится в скважину через уплотнительное устройство.

Подземное оборудование газовых скважин

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее подземное оборудование: колонна насосно-компрессорных труб - спускается в скважину для подъема продукции на поверхность. Диаметр фонтанных труб рас читывают из необходимости выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей газа.

Поскольку газовые скважины часто работают с поступлением из пласта частиц породы и воды, то диаметр НКТ должен обеспечивать полный вы нос газовой струей частиц породы и воды, скапливающихся на забое. Вынос этих частиц обеспечивается тогда, когда скорость восходящего потока превышает критическую скорость, соответствующую взвешенному состоянию частиц, и равна:

ν = 1.2ωкр                                                                                      (2.1)

где ν - скорость восходящего потока газа в скважине, м/с; ωкр - критическая скорость, при которой капля воды находится во взвешенном состоянии, м/с.

Критическую скорость можно определить по формуле Риттенгера:

ωкр= √ ⅔ ġd(ρп-ρг)/ φρг                                                                (2.2)

где ġ-ускорение свободного падения, м/с2, d- диаметр частиц, м; ρп и ρг-плотность породы и газа соответственно, кг/м3; φ- коэффициент скольжения, величина которого зависит от формы частиц породы или воды. Для частиц воды φ = 0.45, для частиц породы φ =0.25.

скорость восходящего потока у башмака НКТ определяется по следующей формуле:

ν = 4*106*QzTпл/πD286400PзTст =14,74Qz/D2Pз*Tпл/Tст.               (2.3)

Тогда диаметр НКТ можно определить по следующей формуле:

D = √14,74QzT/1.2 ωкрPзTст= √12,3Qz/ωкрPз* Tпл/Tст            (2.4)

где Q-дебит газа,м3/сут;

Pз - забойное давление; z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

При эксплуатации газовых скважин используются фонтанные трубы, изготовленные в соответствии с ГОСТ 633-80: 48,60, 73, 89мм.

В результате расчетов выбирают диаметр НКТ близкий к ГОСТУ.

Глубина спуска НКТ в скважину определяется продуктивной характеристикой пласта и технологическим режимом скважины. Обычно НКТ целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.

Отбор продукции от забоя до устья на месторождении ведется по ступенчатому лифту, составленному из труб диаметром 73 и 88,9 мм, спущенному до интервала перфорации нефтяного пласта. Толщина стенок НКТ от 4 до 7 мм, длина 5,5-10 м (в среднем 8 м). Как правило, лифт компонуется следующим образом:

трубы марки стали С-75 - 73 х 7,01 - 2030 м;

трубы марки стали С-75 - 88,9 х 6,45 - 420 м;

трубы марки стали SМ-90 - 88,9 х 6,45 - 550 м;

С целью выноса воды с забоя скважины башмак НКТ необходимо спускать в зону фильтра с самого начала эксплуатации.

К подземному оборудованию относятся НКТ, из которых состоит подземный подъемник. Колонна фонтанных труб спускается в скважину и служит для подъема жидкости и газа на поверхность, предохраняя колонну обсадных труб от коррозийного и эрозионного износа при добычи нефти, содержащей воду и сероводород; регулирования режима работы фонтанной скважины, предупреждения образования на забое столба воды, глушения, промывки скважин и обработки призабойной зоны пласта с применением различных методов воздействия.

При эксплуатации газоконденсаных скважин применяют комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями типа КОУК для предупреждения открытых фонтанов. Применительно к различным условиям эксплуатации комплекс выпускается с несколькими схемами компоновки скважинного оборудования.

К условиям месторождения применим комплекс оборудования КОУК - 89/73 - 35 -136К2Э (наличие агрессивных компонентов в скважиной среде СО2 и Н2S - до 6% по объему каждого).

Клапан - отсекатель также закрывается в случае пожара, когда расплавляются температурные предохранители и падает давление в сигнальной линии и трубки управления. На сигнальной линии трубки управления установлены распределители, к которым могут быть подсоединены основные скважины куста. При нарушении режима работы одной из скважин закрываются клапаны отсекатели всех скважин куста.

Клапан - отсекатель можно закрывать со станции управления или из диспетчерского пункта промысловой телемеханики.

В районах, где есть источники электропитания переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц, станция управления связана с электроконтактным манометром, расположенном на выкиде фонтанной арматуры. На манометре устанавливаются верхний и нижний пределы давлений; отклонение о которых дает сигнал на станцию управления для разрядки трубки управления, в результате чего раскрывается клапан-отсекатель.

При отсутствии электроэнергии сигнал поступает на станцию управления от пилотных клапанов или температурных предохранителей, как в предыдущей схеме.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов, входящих в состав газа.

Обычно пакер устанавливают между обсадной колонной и НКТ для разобщения зон межтрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера. Пакер имеет корпус, состоящий из двух труб, соедененных между собой. На наружней поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент.

Он состоит из резиновых манжет, при продольном сжатии которых происходит увеличение их в диаметре, в результате чего он плотно прижимается к обсадной колонне и движение жидкости по колонне прекращается.

На наружной поверхности нижней трубы смонтирован шлипсовый узел. Шлипсы состоят из 3-4- сегментов с зубчатой поверхностью, которые прижима ются к обсадной колонне и удерживают пакер в устойчивом положении.

Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера, которую образует цилиндр и соедененные с ним толкатель и поршень. Для удержания пакера в рабочем состоянии поршень и цилиндр снабжены механизмами, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец.

Для освобождения пакера от обсадной колонны НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При повороте уплотнительные элементы и шлипсы освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.

Предусмотрена возможность извлечение скважинного оборудования при заклинивании пакера при спуске или подъеме, для этого служит устройство разъединения труб. Оно позволяет отсоединить колонну подъемных труб от пакера путем вращения ее вправо.

К оставшейся с пакером части разъединителя можно вторично присоединить колонну более прочных труб для срыва и подъема пакера. Скважинное оборудование комплекса с предохранительной гильзой в посадочном ниппеле, спускается в скважину на подъемных трубах совместно с трубкой управления, которая соединена с посадочным ниппелем и крепится к подъемной трубе.

Циркуляционный клапан расположен над уплотняющим элементом и обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных тезнологических операций: задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска в скважину и извлекается вместе с ними

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана отсекателя. Он спускается в скважину на НКТ и устанавливается выше пакера.

Клапан-отсекатель служит запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме НКТ из скважины без задавки жидкостью. Закрытие клапана-отсекателя при работе в автоматическом режиме происходит в следующих случаях:

при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры (по сравнению с установленными пределами), при срабатывании пилотных клапанов или по сигналу электроконтактного манометра;

при повышении температуры на устье до 70º С или более, когда давление в трубке управления падает за счет разгерметизации плавких предохранителей;

- при нарушении герметичности обвязки скважины со станции управления.

При местном управлении клапан - отсекатель закрывается принудительно со станции управления, при дистанционном, при подаче сигнала с диспетчерского пункта промысловой телемеханики.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора коррозии или же гидратообразователя.

Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска и извлекается вместе с ними. В процессе эксплуатации различные ингибиторы дозируются и подаются в подъемные трубы посредством ингибиторного клапана.

Оборудование забоя скважин

Оборудование забоя скважин предназначено для предупреждения разрушения призабойной зоны продуктивного пласта и обеспечения нормальных условий работы скважин.

Оборудование забоя газовых скважин зависит от следующих факторов:

литологического и фациального состава пород, слагающих коллектор;

механической прочности пород;

неоднородности коллекторских свойств пласта;

местоположения скважины на структуре и площади газоносности.

Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонсыщенный кол лектор представлен крепкими породами (сцементированные пески, известняки, доломиты, ангидриты), а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные горизонты, то добывающие скважины могут иметь открытый забой.

Для улучшения выноса с забоя жидких и твердых частиц в фильтровую часть пласта на забой опускают хвостовик.

Если же газонасыщенный пласт представ лен слабосцементированными породами, то обсадную эксплуатационную колонну опускают на всю толщину продуктивного пласта, полностью ее цементируют, а затем делают перфорацию.

2.3 Методы увеличения производительности скважин

На месторождении Жанажол в 2014г. выполнены следующие работы по увеличению производительности скважин:

дополнительная перфорация добывающих скважин - 40 скважин.

В результате дополнительная добыча составила 164,2 тыс.т.

Солянокислотная обработка призабойной зоны добывающих скважин - 12 скважин.

В результате дополнительная добыча составила 2 5,316 тыс.т.

Проведена изоляция водопритоков в 18 скважинах.

Кислотный разрыв пласта на 3 скважинах

Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром на 2 скважинах

Проведен гидроразрыв пласта на 9-ти добывающих скважинах.

Суточный эффект от проведения мероприятия по скважинам составил от 3 до 58 т/сут. За 12 месяцев 2014 года дополнительная добыча составила - 15058 тонн при плане 15000 тонн. На 3-х нагнетательных скважинах произведен кислотный разрыв пласта, с начала мероприятий общий эффект составляет 14,943 тыс. м3 воды.

2.4 Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов

В тех случаях, когда заводнение не позволяет достигнуть приемлемого КНО и возникает необходимость применения третичных (новых) МУН.

Каждый метод имеет свою область применения для конкретных геолого-промысловых условий. Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов в настоящее время нет, вследствие индивидуальных природных геолого-физических условий залежи нефти. Причем, залежь - это сложная система, которая сопровождается постоянным изменением как внешних (технологии системы разработки), так и внутренних (геолого-физические параметры залежи) условий.

Тепловые МУН позволяют понизить вязкость нефти, увеличить её подвижность. Применение их эффективно на залежи высоковязкой нефти; нефти, обладающей неньютоновскими свойствами; залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином, коэффициент нефтеотдачи может возрасти до 50% и более. Различают теплофизические методы - закачка в пласт теплоносителей и термохимические - внутрипластовое горение

 

2.4.1 Тепловые методы применение которых возможно на месторождении Жанажол

Вытеснение нефти из пластов горячей водой или паром.

С повышением температуры, вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт - главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или водяного пара для роста нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений.

При проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды: жидкое, в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии.

Закачка теплоносителей в пласт методом тепловых оторочек.

По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название тепловой оторочки. Способ перемещения нагретой области в глубь пласта путем закачки в него холодной воды, т. е. воды с температурой, близкой к пластовой, был предложен в 50-х гг., но только в 60-х гг. по экспериментальным и теоретическим данным обосновали метод тепловых оторочек как способ разработки нефтяных месторождений. Были разработаны методики, выбора оптимальных размеров тепловых оторочек при различных геолого-физических условиях пластов, темпах нагнетания в пласт теплоносителей, их параметрах и других технологических показателях разработки месторождений.

Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу по сравнению с этим показателем при непрерывной закачке теплоносителей в пласт. Но в таком случае на подготовку горячей воды или пара значительно меньше тратится энергии.

Если рассматривать отношение дополнительно извлеченной нефти ΔQн, получаемой при использовании метода тепловой оторочки, к затрате тепла Qт на нагрев теплоносителя, то оптимальные размеры оторочки и другие показатели теплового воздействия достигаются при условии

ηто= ΔQн /Qт→ max                                                                     (2.5)

Конечно, если учитывать другие критерии, в принципе можно выбирать иные показатели теплового воздействия, не обязательно в точности соответствующие условию 2.5.

Рассмотрим распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки за счет закачки горячей воды, основываясь на решении. Вначале закачивают в пласт горячую воду с начальной температурой Т = Т1, ΔТ=ΔТ1. В момент времени t = tн температура этой воды снижается скачком до Т=Тпл или становится ΔТ = 0 при х=0. Так как исходное уравнение, описывающее распределение температуры при закачке в пласт горячей воды, линейное, то сумма двух его решений есть тоже решение. Поэтому чтобы получить распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки, нужно из решения вычесть такое же решение, но зависящее не от t, а от t-t* (t* - момент начала закачки в пласт воды с температурой, равной пластовой).

Термический метод эксплуатации месторождений

Термические методы применяют, как правило, при добыче средней и тяжелой нефти, а также при разработке месторождений битуминозных песков.

Деление на легкую, среднюю, тяжелую, очень тяжелую нефть и битум имеет условный характер, но после многочисленных обсуждений все же удалось провести четкие границы (таблица 2.3).

Критериями в данном случае являются или плотность пластовой нефти, или ее вязкость (с учетом растворенного газа). В таблице 2.3 отсутствуют критерии, которые не могут реализоваться одновременно (например, минимальная вязкость совместно с минимальной плотностью для случая тяжелой нефти).

Таблица 2.3. Классификация нефти

Нефть

Плотность

Вязкость в пластовых условиях, сПз


d15оС

dАРI


Легкая Средняя Тяжелая Битум Очень тяжелая

<0.87 0,87-0.92 >0,92 - >1

>31 31.1-22.3 <22.3 - <10

- - 10000 10000 -

Для деления на тяжелую нефть и битум принято некоторое граничное значение вязкости нефти в условиях залегания, что позволило четко определить понятие «отсутствие жидкого состояния пластовой нефти», которую в этом случае обычно называют битумом.

Если же рассматривать вопрос с точки зрения обработки добытой нефти, то для определения степени сложности такой обработки необходимо использовать свойства нефти в стандартных условиях. Именно поэтому иногда вводится понятие „очень тяжелая" для нефти, плотность которой при стандартных условиях превышает плотность воды (d15оС >1г/см3 или dАРI< 10). Такая плотность действительно требует решения специфических задач нефтеобработки (разделения водонефтяной смеси, подготовки нефти из-за повышенного содержания смол, асфальтенов, серы и соединений металлов, транспортировки). При разработке месторождений подобная нефть может быть отнесена или к классу тяжелой нефти, или к битумам в зависимости от ее вязкости в условиях залегания (таблица 2.3).

Внутрипластовое горение.

Методы извлечения нефти из недр при использовании внутрипластовых окислительных процессов основаны на идее подземной газификации угля, выдвинутой в 1888 г. Д. И. Менделеевым. В 30-х гг. текущего века советские ученые А. Б. Шейнман и К. К. Дубровай предложили извлекать нефть методом ее подземной газификации с созданием в пласте экзотермической окислительной реакции, переходящей в горение. Ими были сделаны первые попытки инициирования внутрипластового окисления нефти на одном из месторождений Краснодарского края.

Однако в 30-х-50-х гг. внутрипластовое горение на практике не применяли вследствие его недостаточной изученности.

В конце 50-х и в начале 60-х гг. возрос интерес к методу извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения. В СССР, США, ВНР, СРР, Франции, Нидерландах и в ряде других стран были осуществлены опытно-промышленные работы, показавшие возможность промышленного извлечения нефти из недр путем осуществления внутрипластового горения. Были проведены многочисленные исследования, способствовавшие современному пониманию механизма внутрипластового горения и совершенствованию его технологии. Теоретически было доказано, что скорость тепловой конвекции меньше скорости движения фронта горения при закачке в пласт в качестве окислителя воздуха, и затем экспериментально и теоретически установлено, что ускорить перенос тепла в пласте можно путем осуществления влажного внутрипластового горения.

В России устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в 1967г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине. В опытах, проведенных на этих месторождениях, были получены доказательства длительного существования и перемещения в пласте области, где происходит интенсивная окислительная реакция, «очага горения», а также возможности существенного дополнительного извлечения нефти при внутрипластовом горении.

Метод извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения успешно применяют на нефтяных месторождениях многих стран в том числе и СНГ.

Исследования показали, что при развитии процесса внутрипластового горения в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.

В процессе разработки нефтяного месторождения методом внутрипластового горения в качестве окислителя применяют главным образом воздух, закачиваемый в пласт через специальные воздухонагнетательные скважины. Нефть отбирается из добывающих скважин вместе с продуктами горения и водой, которую также можно закачивать в пласт в те же воздухонагнетательные или в специальные водонагнетательные скважины.

Операцию создания в пласте внутрипластового горения начинают с его возбуждения, инициирования. Для этого в нагнетательную скважину, в которой предполагают начать процесс горения, опускают нагревательное устройство (глубинную горелку или электронагреватель) и нагнетают воздух. Воздух, обладая существенно меньшей вязкостью, чем насыщающие пласт нефть и вода, проскальзывает сквозь нефть и воду, частично вытесняя их из пласта, к забоям добывающих скважин. Так осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин, затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт.

В результате в нем повышается температура, скорость окисления нефти возрастает и окисление переходит в горение.

При реакции окисления нефти углерод и водород, входящие в ее состав, соединяются с кислородом, образуя при интенсивном горении окись и двуокись углерода, а также воду, а при низкотемпературном окислении - окислы углеводородов и органические кислоты.

Если пластовое давление сравнительно невелико (до 5МПа), а температура 420-450 К, при содержании в нефти легких углеводородов в пласте в результате реакции окисления образуются в значительном количестве окислы органических соединений и кислоты, а при температурах, больших 470-520К,-только двуокись углерода и в небольшом количестве окись углерода. В этом случае окислительная реакция превращается в реакцию горения.

Химическую формулу горения остатка нефти - кокса запишем следующим образом:

ACHn+ aO2=λbCO2+bCO+dH2O                                                 (2.6)

где А, а, b, d - численные коэффициенты химических реакций;

п - отношение числа атомов водорода Н к числу атомов углерода С в коксе; λ - отношение числа молей СО2 к числу молей СО в продуктах горения.

Если, например, кокс представлен твердым парафином, химическая формула которого С20Н42, то А= 20, п=2,1.

Однако при написании формулы реакции будем рассматривать только одну группу СНn поскольку для дальнейшего изложения потребуются относительные данные участвующих в реакции веществ (например, сколько приходится кислорода на единицу массы кокса и др.).

.5 Технологические проблемы нагнетания теплоносителей

При нагнетании теплоносителя необходимо решить ряд специфических технологических проблем: размещения теплогенерирующего оборудования для обеспечения требуемого уровня теплофизических параметров теплоносителя - давления, температуры, сухости пара, предварительной обработки, воды, поступающей в парогенератор, проектирования скважин так, чтобы они выдерживали любые термические нагрузки, обработки добытой нефти.

Подготовка воды

Сухость пара, получаемого на парогенераторах, используемых в промысловых условиях, составляет, как правило, 80-85 %, что обусловливает требования к обработке воды, поступающей в них. Обычно допускается следующая характеристика воды: содержание взвешенных твердых частиц менее 5 ррт; отсутствие примесей маслянистых или других органических соединений и растворенных газов (особенно кислорода, а также других, вызывающих коррозию); незначительное содержание ионов кальция и магния, концентрация ионов железа не должна превышать 0,4 ррт [4].

Тщательность обработки воды зависит от того, из какого источника ее забирают. Различают источники воды следующих типов:

поверхностные подвижные воды (например, реки), в которых примеси обычно содержатся в виде суспензии (ил, органические соединения, различные осадочные отложения);

поверхностные застойные воды (например, озера), в которых вследствие естественного отстоя содержится мало взвешенных частиц, если на нее не влияют внешние факторы: сильные ветры и др. Эта вода содержит большое количество растворенных газов, минеральных солей, водорослей, бактерий и другой микрофлоры;

воды подземных источников, в которых нет кислорода, мало взвешенных частиц и органических соединений и значительное количество растворенных минеральных солей, концентрация которых увеличивается с глубиной;

вода из нефтеносных пластов после обработки их паром, в которой много углеводородных соединений, иногда H2S и значительное количество растворенных минеральных солей.

Как правило, вода должна пройти три стадии очистки - удаление взвешенных частиц органического и неорганического происхождения, умягчение и снижение концентрации растворенных газов.

Удаление взвешенных частиц. Часто используемая в парогенераторах вода содержит столь мало взвешенных частиц, что не требует какой-либо специальной обработки для снижения их концентрации.

Однако, если пользуются водой поверхностных водоемов, ее пропускают через фильтры, причем при падении напора воды вследствие засорения фильтров ее пропускают в обратном направлении, промывая фильтры.

Если же повторно используют воду из нефтеносного пласта, то необходима ее очистка от углеводородных соединений. После отстаивания в специальных бассейнах концентрация нефти в ней снижалась до 50-100 ррm. Затем воду направляли во флотационные секции, нефтяные фракции увлекались газом, и концентрация их составляла 10 ррm. Наконец, последние следы нефти удаляли при прохождении воды под давлением через фильтры из диатомовой муки.

Умягчение воды. Жесткость питающей воды должна быть практически нулевой, т. е. из нее должны быть удалены ионы кальция и магния. Этот процесс протекает в блоках ионного обмена, где указанные ионы замещаются ионами натрия, соли которого хорошо растворимы в воде. Обычно используют два соединенных последовательно блока: первичной обработки и окончательного умягчения. Для обработки воды устанавливают две пары цеолитовых ионообменников: пока один из них находится в рабочем состоянии, второй регенерируется или пребывает в резерве. Когда первый обменный аппарат перестает обеспечивать требуемое снижение жесткости воды, включают второй блок. Для восстановления обменной емкости ионообменника раствор хлорида натрия пропускают в обратном направлении. Повышение щелочности воды введением каустической воды позволяет снизить коррозию металлических трубопроводов и уменьшить количество твердых осадков на их стенках.

Высокие значения рН сохраняют в растворе двуокись кремния [3], [4], поэтому желательно поддерживать рН > 10. Необходимый уровень рН можно устанавливать как до, так и после умягчающих блоков.

Для удаления остаточной жесткости воды было предложено добавлять какой-либо коксообразуюший агент. Поэтому в нее иногда вводят избыток натриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты [4], однако это вещество вызывает ускорение коррозии металлических трубопроводов [4].

Удаление растворенных газов. Удаление из воды растворенных в ней кислорода и углекислого газа обычно достигается термической и химической обработками. Иногда же используют только химические методы связывания кислорода.

Практически полное удаление растворенных газов достигается в результате непосредственного контакта обрабатываемой воды с паром, поступающим из парогенератора, - содержание кислорода доводится до уровня менее 0,01 ррm. Система циркуляции в деаэраторе обеспечивает интенсивное перемешивание пароводяной смеси, находящейся при температуре кипения и атмосферном давлении. Пары удаляются из верхней части деаэратора, а дегазированная вода - из нижней.

Самым распространенным в настоящее время химическим реактивом, используемым для удаления из воды растворенного кислорода, является сульфит натрия. При отсутствии блока механической деаэрации необходимо добавлять 8 ррm сульфита натрия на 1 ррm растворенного в воде кислорода.

Более того, во всех случаях вода, из которой удален растворенный в ней кислород, должна содержать некоторое количество сульфита натрия (примерно, 20 ррm) для восстановительной способности воды, поступающей в парогенератор. В качестве антикислородного реактива вместо сульфита натрия может быть использован гидразин. Если предусмотрено удаление кислорода лишь химическим способом, желательно вводить сульфит натрия перед блоком умягчения воды, чтобы предохранить его металлические детали от коррозии. Если же используется термический способ деаэрации, то химический реагент вводят в воду после деаэратора, который, в свою очередь, расположен на выходе блока умягчения воды.

Если в схеме установки для подготовки воды предусмотрен деаэратор, необходимо включить в нее теплообменник для понижения температуры воды, из которой удален кислород, и избежать возникновения кавитации в питательном насосе парогенератора.

Парогенераторы.

В парогенераторе давление обработанной воды доводится при помощи многоступенчатого насоса с постоянной пропускной способностью до величины, необходимой для нагнетания в скважины теплоносителя. Если парогенератор работает с неполной нагрузкой, то часть воды высокого давления через обратный клапан подается на вход насоса.

Кроме того, выходной сигнал байпасного клапана преобразуется в управляющий сигнал устройства, регулирующего мощность горелочного устройства. Затем вода под давлением направляется в парогенератор, включающий, как правило, конвективную секцию, в которой вода нагревается за счет тепла уходящих продуктов сгорания газа, и радиационную секцию, где тепло нагреваемой жидкости передается за счет излучения пламени.

Если холодная вода поступает непосредственно в верхний участок конвективной секции парогенератора, конденсация паров воды, присутствующих в продуктах сгорания газа, при взаимодействии с окислами SO2 и SO3 обусловливает возможность коррозии трубок теплообменника. Необходимо предусматривать внешнее покрытие труб, чтобы подавать в теплообменную секцию холодную воду, или следует поступающую в парогенератор воду предварительно подогревать в термическом деаэраторе, включенном в схему установки подготовки воды, или в линию подачи воды в парогенератор необходимо включать дополнительный теплообменник.

Отметим, что для повышения термического к.п.д. парогенератора, зависящего от температуры уходящих продуктов сгорания газов, желательно подавать в конвективный теплообменник не слишком горячую воду, чтобы эффективнее утилизировать тепловую энергию продуктов сгорания.

После конвективной секции вода поступает непосредственно в радиационную секцию парогенератора.

Трубы двух секций парогенератора стыкуют таким образом, чтобы обеспечить максимальный к.п.д. и снизить до минимума гидравлические сопротивления. В серийных парогенераторах, используемых в нефтедобывающей промышленности, вода циркулирует, как правило, в однотрубной системе.

На выходе парогенератора находят сухость и расход пара [4].

Обычно сухость пара определяют следующими способами:

отбором проб жидкой фазы пароводяной смеси и оценкой изменения теплопроводности или концентрации ионов СL в пробах, охлажденных до температуры окружающей среды.

Отношение измеренной величины к аналогичному параметру воды, поступающей на вход парогенератора, равно 1/(1-X), так как растворенные соли концентрируются в жидкой фазе пароводяной смеси;

разделением пароводяной смеси на фазы и измерением при помощи шайбы расхода сухого пара. Сухость смеси определяется отношением расхода сухого пара к расходу воды, поступающей в парогенератор.

Вода может быть вновь введена в сухой пар или удалена из системы после утилизации содержащегося в ней тепла в теплообменнике;

определением потерь давления при прохождении пароводяной смеси через диафрагму при независимом измерении массового расхода воды на входе в парогенератор [1]. В этом случае при нахождении X учитывают массовые расходы фаз и коэффициент, соответствующий данной геометрии диафрагмы, характеристикам жидкости и пара, а также температуре;

учетом расходов воды и топлива, а также его теплотворной способности и к.п.д. парогенератора в тепловой баланс системы;

экспериментальным определением теплосодержания пароводяной смеси, уменьшая при постоянном расходе топлива подачу воды в парогенератор до тех пор, пока на его выходе не будет получен только перегретый пар.

Нагревательный контур парогенератора включает системы подачи воздуха и топлива, горелочное устройство, а также различные системы регулировки и контроля, в частности мощности нагрева, коэффициента избытка окислителя, параметров пламени.

Систему подачи воздуха рассчитывают таким образом, чтобы обеспечить напор, необходимый для достижения номинальной мощности парогенератора при заданных давлении и температуре поступающего воздуха. При необходимости следует учитывать атмосферное давление и температуру.

Системы подачи топлива должны быть различны при использовании газа или нефти. Однако во всех случаях для получения оптимального коэффициента избытка воздуха расход горючего должен быть скоррелирован с расходом воздуха и с расходом воды на входе в парогенератор.

Если в качестве топлива используют газ, то его тщательно перемешивают с окислителем. Если же топливом является нефть, перед подачей ее нагревают и подают в воздушную струю таким образом, чтобы образовывались мельчайшие капли в газе. Для обеспечения максимального к.п.д. парогенератора необходимо постоянно контролировать параметры пламени.

Горелочное устройство и, при необходимости, система подачи воды автоматически отключаются при нарушении функционирования одного из элементов системы, в частности,

если система подачи воды не подготовлена к работе;

недостаточен напор воды; давление и температура пара слишком велики или слишком малы, температура труб превышает номинальную;

возникает нарушение функционирования системы подачи воздуха или топлива, а также при затухании пламени.

Рабочее давление промышленных парогенераторов, используемых в установках нагнетании теплоносителя, составляет обычно около 160 бар, а мощность - 5,85 или 14,6 МВт. Это соответствует производительности 200 и 500 т/сут. пара (сухость 80 %) при температуре исходной воды примерно 20 °С. Термический коэффициент полезного действия (отношение теплоты, переданной воде, к теплоте сгорания топлива) достигает 80-85 %. Затраты топлива при к.п.д. парогенератора 80 %, теплоте сгорания топлива 42 МДж/кг и сухости пара 80 % составляют: для парогенератора мощностью 5,85 МВт и производительностью пара - 200 т/сут. - 15 т/сут; для парогенератора мощностью 14,6 МВт и производительностью пара 500 т/сут. 38 т/сут.

В качестве горючего могут быть использованы различные типы низкокалорийного топлива при условии их предварительной газификации и последующего сжигания полученного низкокалорийного газа.

Кроме того, можно применять прямое сжигание в кипящем или циркулирующем слое таких твердых топлив, как уголь, углистые и битуминозные сланцы, отходы нефтепереработки. Заманчива возможность использования менее калорийных, чем сырая нефть или природный газ, топлив при условии легкости их транспортировки к парогенератору, а также при экономическом выигрыше от их использования, несмотря на повышение стоимости вспомогательного оборудования.

Оборудование скважин.

Тепловая изоляция нагнетательных скважин. Существенным недостатком нагнетания теплоносителя непосредственно в обсадную трубу, является высокий уровень тепловых потерь и механических напряжений. С этой точки зрения более интересна методика нагнетания теплоносителя через насосно-компрессорную трубу. В этом случае следует избегать контакта трубы с обсадной колонной, а также не допускать появления конденсированной фазы в зазоре, между ними.

Для изоляции промежутка между внутренней трубой и обсадной колонной возможно использовать забойный пакер, помещенный над нефтеносным пластом. Такая конструкция требует подбора материала, обладающего соответствующим коэффициентом расширения. Эта система хорошо работает при правильном монтаже ее элементов и не слишком высоких температурах. В настоящее время разрабатываются материалы, позволяющие пакерам выдерживать повышенные температуры и давления. Кроме того, для снижения тепловых потерь были разработаны трубы с двойными стенками.

Оригинальным решением проблемы теплоизоляции внутренней трубы является заполнение зазора раствором кремнекислого натрия до начала нагнетания теплоносителя. При этом зазор соединен с атмосферой.

При нагнетании в скважину теплоносителя труба постепенно прогревается и на ее внешнюю поверхность осаждается из раствора силикатный слой.

Эффективность такого теплоизолирующего покрытия толщиной 1см достаточна для предотвращения дальнейшего образования твердого осадка на внутренней поверхности обсадной трубы [1]. Избыток раствора силиката, оставшейся в зазоре после нескольких часов нагнетания теплоносителя, вытесняется из него водой, а вода, в свою очередь, газом.

Такой метод теплоизоляции позволяет снизить уровень нагрева обсадной колонны диаметром 7 при нагнетании водяного пара под давлением 100 бар через трубу 27/8 с 240 до 150°C и использовать обсадную колонну марки 55 [1]. Был испытан еще один способ изоляции, в котором промежуток заполнялся органической жидкостью на основе жирных кислот производства Кен-Пак.

.6 Сравнение методов повышения нефтеотдачи

Можно утверждать, что термические методы являются наилучшими при разработке месторождений нефти, вязкость которой в пластовых условиях превышает 1000 сПз при не слишком большой глубине залегания нефтеносного пласта (глубина залегания менее 1500 м). Они представляют интерес и для добычи менее вязкой нефти, так как поступающая в пласт тепловая энергия распространяется за пределы области, непосредственно обрабатываемой теплоносителем, что способствует повышению подвижности нефти даже в относительно неоднородных пластах.

Если вязкость нефти в пластовых условиях составляет 10-1000 сПз, для увеличения добычи можно прибегнуть к нагнетанию в пласт частично растворимого СО2 при условии существования неподалеку от месторождения источника дешевого углекислого газа достаточной мощности, а также при наличии требуемого уровня пластового давления.

Если на месторождении возможно применение как термических, так и химических методов, первые из них предпочтительнее вследствие большей их изученности и, следовательно, меньшей степени связанного с их использованием риска. Действительно, лабораторные исследования и промысловые работы в промышленном масштабе как по нагнетанию в пласт теплоносителей, так и по внутрипластовому горению проводятся в течение многих лет. Эти работы определили методологический подход, позволяющий снизить степень риска при применении термических методов.

Изучение данных о месторождении

При использовании всех методов повышения нефтеотдачи пластов, в том числе и термических, требуется детальное изучение месторождения. Необходимо иметь его геологическое описание, знать его минералогию, петрофизику, нефтенасыщенность, а также геохимические условия залегания пород, жидкостей и газов при определенных давлении и температуре.

Методики исследований, измерений и обработки результатов, необходимых для построения модели месторождения, идентичны для всех способов добычи нефти и хорошо разработаны. Следует особо подчеркнуть важность изучения исходного распределения нефтенасыщенности. От этого зависит схема возможной расстановки новых скважин, а иногда программа нагнетания и добычи. Однако это распределение трудно поддается изучению, если метод повышения нефтеотдачи применяется после истощения месторождения и воздействия на него заводнением.

Взаимодействие пластовой системы и нагнетаемых агентов

Большое значение при использовании термических методов имеет состав внутрипластовых компонентов и нагнетаемых теплоносителей (минералогия породы, состав нефти и воды), так как изменение в пласте термодинамических условий может повлечь за собой геохимические изменения, а также изменения свойств минеральных и органических веществ.

Помимо процессов крекинга и горения, которые могут интенсифицироваться в присутствии катализаторов, входящих в состав коллектора и нефти, процессов испарения и конденсации воды и легких углеводородов, а также набухания некоторых глин в присутствии воды малой солености, возможны изменения состава в одной и той же фазе, а также реакции между некоторыми компонентами различных фаз. Эти реакции способны привести к изменению состава извлекаемых на поверхность газа, нефти, воды, а также к загрязнению окружающей среды в результате образования токсичных соединений, попадающих в атмосферу и воду, используемую для бытовых нужд. Эти реакции могут также вызывать закупоривание пористой среды и приводить к созданию различных по свойствам пропластков вследствие необратимых изменений в минералогическом составе коллектора.

Кроме того, известно, что при повышении определенного температурного уровня в атмосфере инертных газов некоторые минералы, в том числе пирит и такие карбонатные породы, как сидерит и магнезит, а также доломит, подвержены разложению. Это необходимо учитывать при рассмотрении процессов, протекающих в коллекторе. Следует сопоставить также результаты, полученные в замкнутой системе (бомбе) и открытой (например, в трубке). В первом случае степень разложения снижается при росте давления, во втором происходит постоянное смещение состояния равновесия, приводящее к увеличению степени разложения. При обработке пласта газом, содержащим водяной пар, разложение протекает при более низкой температуре, чем в атмосфере инертных газов. Так, полное разложение сидерита с выделением CO2 происходит при 200°С, а пирита (с получением H2S, FeO и даже Н2 )- при 275°С.

Необходимые изменения начинаются при 475°С, а в случае каолинита при 625°С [3].

Растворимость - осаждение в воде кремнезема и алюмосиликатов (глин) зависит от температуры, рН, растворенных в воде солей, а также от влияния минеральных компонентов коллектора и присутствия некоторых фракций нефти. Последние могут влиять на ход процесса вследствие содержания в водной среде органических комплексных соединений [5].

Наблюдалось также появление монтмориллонита после обработки пласта паром, хотя до начала нагнетания пара в состав коллектора входили только глины других типов. При термических методах добычи нефти выпадение в осадок кремнезема и алюмосиликатов приводит к снижению проницаемости пласта вплоть до его закупорки.

Повышение температуры нефти влечет изменение как ее состава, так и состава выделяющегося газа. Как уже отмечалось, при внутрипластовом горении кокс, являющийся топливом, образуется при пиролизе тяжелых фракций нефти. Однако одновременно с коксом получаются легколетучие соединения, которые могут перейти в газообразную фазу.

Часто в состав нефти, особенно тяжелой, входят серосодержащие соединения, в том числе сероводород, который также может растворяться в пластовой воде. Массовое содержание серы в некоторых видах нефти составляет до 6 %. При повышении температуры карбоксильные соединения распадаются с выделением СО2, а серосодержащие органические вещества - с выделением H2S. Реакции с участием соединений серы в отсутствие воды протекают при температуре выше 300°С, т.е. на более высоком температурном уровне, чем достигаемом при вытеснении нефти паром. В ходе обработки пласта водяным паром наблюдалось увеличение содержания в выделяющихся газах таких соединений, как СО2, H2S и Н2, хотя средняя температура в пласте не превышала 200 °С [7].

Исследования в лабораторных условиях показали, что тяжелая серосодержащая нефть вступает в реакцию с насыщенным водяным паром при температуре ниже 190 °С. Скорость течения таких реакций невелика, однако значение их весьма существенно, поэтому для установления равновесия в замкнутой системе требуется длительное время. При этом наблюдается присутствие H2S, H2, а также некоторое избыточное по сравнению с ожидаемым количество СО2, что может быть объяснено лишь взаимодействием серосодержащих органических соединений с водой.

Если коллектор содержит достаточное количество карбоната кальция, в газообразных продуктах реакции может отсутствовать сероводород. Таким же образом, в зависимости от того, содержит ли матрица кремний или карбонат, в лабораторных условиях отмечалось присутствие или отсутствие H2S в газообразных продуктах реакции сжигания серосодержащей нефти. Сероводород реагирует с углекислым кальцием с получением сернистого кальция и угольной кислоты.

Обоснование применения термической технологии.

Когда принято решение о разработке какого-либо нефтяного месторождения с помощью одного из термических методов, в первую очередь проводятся эксперименты на лабораторных стендах для проверки возможностей данной технологии на интересующем месторождении и определения основных рабочих параметров. Если полученные результаты удовлетворительны, они используются для определения характеристик более крупномасштабных экспериментов уже в промысловых условиях.

Обычно такие работы начинаются со стадии пилотного эксперимента с небольшим числом скважин. На этом этапе окончательно решается вопрос о применимости процесса, выбранного по результатам лабораторных исследований, затем накапливаются технологические и экономические данные об истинных характеристиках месторождения. На основе сведений, полученных при пилотном эксперименте, принимается решение о масштабах промышленной разработки.

Если участок, разрабатываемый на стадии экспериментальных исследований, четко ограничен, например, системой непроницаемых сбросов, результаты общей отдачи нефти и добычи при пилотном эксперименте экстраполируются для промышленной разработки. И наоборот, если экспериментальный участок не имеет четко определенных границ, полученные на нем результаты следует использовать с осторожностью при оценке возможного коэффициента нефтеотдачи пласта, ожидаемого при расширении области разработки до промышленного уровня.

Эксперименты на лабораторных стендах должны проводиться в условиях, близких к реальным. Особенно необходимо поддерживать внутрипластовое давление, температуру и работать с породами, обладающими идентичным минералогическим составом и петрофизическими характеристиками. Вследствие сложности экспериментов на двух- и трехмерных физических моделях, когда стремятся смоделировать в определенном масштабе все явления, происходящие на реальном месторождении, в лабораторных экспериментах обычно ограничиваются нахождением основных параметров процесса. Так, в экспериментах по горению определяют количество топлива и необходимое количество воздуха для процесса; при изучении процесса вытеснения нефти паром на одномерной модели находят остаточную нефтенасыщенность.

Программа работ по добыче нефти с помощью какого-либо термического метода разрабатывается на основе данных о характеристиках месторождения и результатов экспериментов в лабораторных условиях с помощью эмпирических исследований или при использовании аналитических моделей или моделей, учитывающих распределение в пласте вытесняющих и вытесняемых жидкостей и газов.

Сравнение методов нагнетания пара и внутрипластового горения.

При обычных соотношениях воздух-нефть для внутрипластового горения (от 500 до 3500 нм3/м3) и нефть-пар для вытеснения нефти паром (от 0,15 до 40 м3/т.) эффективность внутрипластового горения явно превосходит эффективность непрерывного вытеснения нефти водяным паром. Это является прямым следствием того, что при внутриппастовом горении тепловая энергия выделяется в непосредственной близости от зоны, из которой требуется вытеснить нефть, что приводит к уменьшению тепловых потерь в окружающие области. Кроме того, теплообмен ограничивает распространение метода вытеснения нефти паром (к ним относятся требования близости расположения скважин, достаточной толщины пласта и незначительности глубины его залегания).

В то же время при нагнетании пара не вся нефть вытесняется из обрабатываемой зоны и остаточная нефтенасыщенность в ней обычно составляет от 5 до 15 %. Это небольшое количество нефти (более тяжелой, чем первичная, вследствие частичного испарения легких фракций) затем уже невозможно извлечь (во всяком случае это экономически не оправдано). При внутрипластовом горении в процессе распространения фронта происходит полное сгорание кокса, обычно образующегося из тяжелых нефтяных фракций. Соотношение между количеством сгоревшего топлива и объемом нефтедобычи легко находится при известном отношении воздух-нефть. Количество кокса в пласте обычно составляет от 15 до 40 кг/м3, что соответствует при плотности горючего 1000 кг/м3 эквивалентной насыщенности от 5 до 13 % при пористости 30 % и от 7,5 до 20 % при пористости 20 %.

Другими словами, количество нефти, которое трудно извлечь из пласта после обработки его водным паром, и количество нефти, сгорающей при внутрипластовом горении, близки по величинам.

Исходя из сказанного, можно утверждать, что общий энергетический баланс указывает на предпочтительность использования метода внутрипластового горения. Однако развитие новых технологий производства пара и, в частности, создание оборудования, работающего на дешевых видах топлива, дает новый импульс дальнейшему развитию метода нагнетания в пласт водяного пара.

Проблемы реализации.

Метод нагнетания в пласт пара более гибок, чем внутрипластовое горение. Например, возможность осуществления вначале циклического нагнетания пара позволяет быстро получать информацию о реакции пластовой системы на его поступление и изменять объем нагнетания. Циклическое нагнетание может быть использовано в одной из областей пласта перед переходом к непрерывной закачке для некоторого истощения залежей. Кроме того, циклическое нагнетание позволяет создать связи между скважинами в битуминозных отложениях, а также повысить продуктивность добывающих скважин в зоне, обрабатываемой горением. Внутрипластовое горение, используемое для обработки скважин, сложно в реализации и применяется для добычи нефти лишь на экспериментальном уровне и весьма редко.

Технология нагнетания пара при эксплуатации месторождений в промышленных масштабах хорошо разработана. Однако существуют еще вопросы, требующие дальнейшего изучения. К ним относится, в частности, проблема измерений расхода пара и его сухости в каждой из нагнетательных скважин, если их много на разрабатываемом месторождении. Кроме того, необходимо разработать технику обеспечения изоляции насосно-компрессорных труб нагнетательных скважин и надежности высокотемпературных пакетов.

Бесспорно, реализация внутрипластового горения значительно сложнее, чем вытеснения нефти паром. В частности, вследствие протекания химических реакций со свободным кислородом возникает необходимость принять соответствующие меры для исключения возможности возникновения неконтролируемых реакций в наземном оборудовании, в нагнетательных скважинах, особенно во время воспламенения, а также в добывающих, если содержание кислорода в исходящих газах возрастает вследствие прорыва фронта горения. Так, в ряде случаев не были приняты меры безопасности (предварительное изучение вопроса, за которым должны следовать определенные работы, в том числе промывка нагнетательных линий, измерение температуры, подсчет объема газообразных веществ, извлекаемых на поверхность земли и анализ их состава), и это явилось причиной срыва экспериментальных работ на пилотных объектах. Именно этим объясняется некоторая неуверенность, отмечавшаяся у многих специалистов, перед реальным и воображаемым риском, связанным с внутрипластовым горением. Поэтому данная технология, начало освоения которой совпадает с началом распространения метода нагнетания в пласт водяного пара, до сегодняшнего дня применяется лишь в ограниченных масштабах. Однако все работы по внутрипластовому горению, проводимые в промышленных масштабах, указывают на интерес к данной технологии, в частности, для разработки пластов малой толщины. Она также предпочтительнее обработки паром при значительной глубине залегания пласта.

Экономические аспекты использования методов.

Анализ затрат на реализацию методов повышения нефтеотдачи пластов необходим для оценок возможного вклада данных технологий в общий объем мировой добычи нефти. Однако резкие колебания экономических условий на нефтяном рынке, существенная разница в ценах и налоговых системах в различных регионах вынуждает ограничиться определением тенденций в индексах цен без учета налоговых систем, взяв за опорные уровни результаты экономических работ, выполненных в 2000 и 2003 г. Эти индексы являются представительными для описания состояния технологии в том году, когда они были получены. Здесь невозможно дать никаких экстраполяционных формул, так как, в частности, прогресс в методах повышения нефтедобычи должен привести к снижению части энергозатрат в общей стоимости работ.

Сравнение затрат на реализацию различных методов повышения нефтеотдачи. Возможностям и рентабельности применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов посвящено много работ [7].

Таблица 2.2 Затраты на техническое обеспечение (без учета налогов) методов повышения нефтеотдачи пластов

Метод

Относительные затраты на техническое обеспечение процесса, у.е.

Дополнительный объем добычи нефти (в % от остаточной нефти)

Непрерывное нагнетание пара Внутрипластовое горение

50-85 70-125

25-45 28-39


В таблице 2.3 в качестве иллюстрации собраны основные результаты исследований, описанных в работе [7]. В 2010 г. во всем мире при уровне технологического развития этого периода наиболее низкие затраты на техническое обеспечение были характерны для непрерывного нагнетания пара, позволившего повысить объем дополнительно добытой нефти.

Второе место занимает метод внутрипластового горения, за которым следуют технологии, остающиеся до настоящего времени весьма дорогостоящими.

Затраты на техническое обеспечение термических методов.

Французским институтом нефти была проведена работа по определению реальных затрат на техническое обеспечение термических методов добычи, за основу которой были взяты данные, характерные для стран Западной Европы в начале 2003 г. Для отдельных узлов оборудования, созданных вне этого региона, были приняты стоимости материалов, характерные для стран Западной Европы. При экономическом анализе сделано допущение, что объем добычи нефти при естественном режиме разработки пласта пренебрежимо мал и что все капитальные вложения на сооружение скважин, наземного и глубинного оборудования должны быть включены в затраты на реализацию термической обработки пласта.

Предполагается, что месторождение теоретически разбито на элементы при расположении скважин в шахматном порядке с расстояниями между скважинами одного ряда 150 м. Число разрабатываемых одновременно элементов таково, чтобы общий объем добычи составлял примерно 300 000 м3/год. Плотность нефти равна 950 кг/м3. Длительность разработки одного элемента 5 лет. Разработка всего участка ведется в три этапа с тем, чтобы общий срок разработки составил 15 лет, что соответствует сроку службы оборудования.

Нагнетание пара.

Для экономического анализа эффективности нагнетания в пласт водяного пара принимаются следующие допущения:

каждая из ячеек, на которые теоретически разбивается вся разрабатываемая зона, представляет собой пятиточечный элемент с центральной нагнетательной скважиной, длина стороны которого равна 150 м, т.е. одна нагнетательная скважина приходится на одну добывающую;

геотермальный градиент составляет 0,03°С/м при температуре поверхности земли, равной 20°С; давление в зоне, занятой паром, - 0,8 гидростатического давления;

расход нагнетаемого пара на одну теоретическую ячейку постоянен;

для каждой толщины пласта уровень расхода теплоносителя находится исходя из требования, чтобы площадь, обработанная к концу пятилетнего срока эксплуатации, составляла 62 % площади участка. Площадь зоны повышенной температуры рассчитывается по модели Маркса-Лангехейма с учетом тепловых потерь в системе между парогенератором и пластом (20 % энтальпии пара), а также потери части энтальпии с извлекаемыми на поверхность жидкостями и газами (15 % тепловой энергии, идущей на нагрев пласта). Предполагается, что пар заполняет пласт от подошвы до кровли для всех рассматриваемых толщин (общая толщина пласта равна его эффективной толщине и лежит в пределах от 5 до 20 м);

объем нефтедобычи определяется по методике с учетом того, что в зону повышенной температуры входит область, занятая влажным паром, на границе которой может образовываться зона, заполненная горячей водой.

Необходимо учитывать время (рисунок 2.9) между вытеснением и извлечением нефти, равное времени, требуемому для нагнетания объема пара, эквивалентного 0,045 объёма пласта, приходящегося на рассматриваемую теоретическую ячейку;

часть добытой нефти используется в качестве топлива в парогенераторах. Исходя из данных о к.п.д. парогенераторов, считают, что при производстве 1 т пара потребуется 7,9-10-2м3 нефти.

На величину затрат существенно влияет количество нефти, которое вытесняется из пласта. С другой стороны, заметно резкое возрастание реальной стоимости при снижении величины отношения нефть-пар.

Так как уровень чистой добычи нефти практически равен нулю при отношении нефть-пар, равном 0,079, затраты на техническое обеспечение процесса возрастают до бесконечности при стремлении показателя эффективности процесса к данному минимальному значению.

Внутрипластовое горение.

Экономическое исследование добычи нефти при внутриппастовом горении основано на следующих положениях:

теоретическая ячейка, на которую разбивается разрабатываемый участок, представляет собой девятиточечный элемент с центральной нагнетательной скважиной. Расстояние между нагнетательной скважиной и добывающей, расположенной в углу ячейки, составляет 150 м (сторона равна 212 м). Площадь такого теоретического элемента в два раза больше площади элемента при пятиточечной системе расположения скважин, применяемой при паротепловом воздействии на пласт. В рассматриваемой системе на одну нагнетательную скважину приходятся три добывающие. Полезная толщина пласта колеблется в диапазоне от 5 до 20 м;

допускается, что давление нагнетания составляет 0,8 гидростатического давления. Установленная мощность сжатия воздуха превосходит требуемую примерно на 20 %; расчет проводился для центробежных компрессоров с электроприводом;

рассматривается режим сухого горения, после окончания которого в пласт подается вода. Расход воздуха на одну теоретическую ячейку в течение первого года эксплуатации месторождения составлял 600 нм3/ч (при необходимом количестве воздуха 250 нм3/м3) или же 700 нм3/ч (при необходимом количестве воздуха 350 нм3/м3). Дополнительное количество воздуха, необходимое для охвата процессом 65 % площадей ячейки, нагнеталось в пласт с постоянным расходом в течение второго, третьего и четвертого годов добычи нефти. В течение пятого года эксплуатации месторождения в пласт подавали с постоянным расходом воду, объем нагнетания которой составляет 0,3 объема выжженной зоны;

метод расчета уровня добычи нефти описан. Выжженная зона занимает около 60 % площади каждой теоретической ячейки, а ее толщина несколько меньше толщины зоны, в которую поступает воздух.

Считается, что доля нефти, вытесняемой из не выжженных зон, является убывающей функцией толщины пласта.

Допускается, что шаг времени между моментом вытеснения нефти воздухом и моментом извлечения ее на поверхность земли составляет 6 месяцев; нефть, вытесненная воздухом, но не добытая к концу четвертого года эксплуатации, извлекается в течение пятого года - во время нагнетания воды.

При обычно принятых критериях эффективности добычи нефти затраты на техническое обеспечение как вытеснения нефти паром (величина отношения объема добытой нефти к количеству закачанного пара превышает 0,15 м3/т), так и внутрипластового горения (отношение объема закачанного воздуха к объему добытой нефти не превосходит 3500 нм3/м3) имеют один порядок величины.

Результаты и проблемы разработки тепловыми методами.

Доля разведенных запасов нефти повышенной и высокой вязкости, а также битумов в общем балансе запасов углеводородов во всем мире непрерывно растет в связи с интенсивной разработкой месторождений сравнительно легко извлекаемых маловязких нефтей и медленной разработкой месторождений высоковязких нефтей.

Растущая потребность в углеводородном сырье приводит к необходимости более широко использования тепловых методов, позволяющих эффективно извлекать из недр нефть высокой вязкости.

Долгое время тепловые методы считались малоперспективными вследствие их высокой энергоемкости. Однако уже с конца 50-х и начала 60-х гг. отношение нефтяников к тепловым методам воздействия на нефтяные пласты стало изменяться в лучшую сторону. Этому способствовало проведение исследова-ний, выявивших возможности существенного повышения эффективности тепловых методов. Кроме того, опыт применения циклических паротепловых обработок скважин показал, что на каждые 2-3 т водяного пара, закачанного в призабойную зону нефтяной скважины с целью ее глубокой тепловой обработки, можно получить дополнительно 1 т нефти. Далее возникла идея снижения энергоемкости тепловых методов воздействия на пласты за счет перемещения нагретой зоны путем закачки в пласт холодной воды. Затем в результате исследований оказалось, что можно перемещать в пласте нагретые зоны (тепловые оторочки) на значительное расстояние, сравнимое с расстояниями между скважинами на реальных месторождениях, т. е. сделать метод тепловых оторочек методом разработки нефтяных месторождений в целом.

Расчет показал, что при непрерывном нагнетании пара или горячей воды в пласт отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой за счет паротеплового воздействия нефти, т. е. так называемый паронефтяной фактор, составило бы 5-7 т на 1 т нефти и более. При использовании метода тепловых оторочек оно равно 2-3 т на 1 т дополнительно добытой нефти.

И наконец, повышению перспективности тепловых методов разработки нефтяных месторождений способствовали познание механизма внутрипластового горения, изучение сухого и создание влажного внутрипластового горения, открывающие новые возможности повышения нефтеотдачи пластов.

Инициирование внутрипластового горения осуществлялось с применением забойных электронагревателей, но во многих случаях оно происходило за счет самовозгорания, т.е. без дополнительного прогрева пласта в воздухонагнетательных скважинах.

Согласно фактическим данным, при разработке месторождений методами внутрипластового горения удельный расход воздуха на 1 т дополнительно добытой нефти составляет от 1000 м3 на 1 т до 2500-3000 м3 на тонну.

Как следовало из теории и лабораторных экспериментов, практика применения всех тепловых методов подтвердила принципиальную возможность получения высокой конечной нефтеотдачи. Никакая иная, известная в настоящее время технология разработки нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых залегают на глубинах свыше 100-150 м, кроме, может быть, экономически неприемлемой открытой разработки глубокозалегающих месторождений с отмывом нефти от породы, не может обеспечить указанный выше уровень извлечения высоковязкой нефти из недр.

Опыт показал, что разработка месторождений высоковязкой нефти путем вытеснения нефти из пластов теплоносителями экономически приемлема. При этом экономические показатели получают более высокие, чем в процессе разработки на естественных режимах. Вместе с тем использование теплоносителей возможно только во время разработки месторождений, залегающих на глубине не более 1000 м, вследствие значительных потерь тепла в стволе, а также при плотных сетках скважин, что с увеличением глубины и стоимости скважин ведет к большим капитальным затратам. Кроме того требуется очень большое количество воды, что иногда технически невозможно.

Поэтому предпочтение отдается методу внутрипластового горения.

Выводы

Методы внутрипластового горения, особенно влажное горение, имеют весьма существенное преимущество перед способом воздействия на нефтяные пласты путем закачки в них теплоносителей, заключающееся:

. ликвидируются тепловые потери во время движения нагнетаемого в пласт вещества на поверхности и в скважинах;

. высокотемпературная зона при внутрипластовом горении может быть продвинута на значительно большие расстояния в пласте, чем при закачке в пласт теплоносителей.

Это последнее преимущество методов внутрипластового горения связано с непрерывной компенсацией тепла, уходящего в кровлю - подошву, теплом, выделяющимся в результате внутрипластовой реакции горения. Следовательно, при внутрипластовом горении расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, а также между добывающими скважинами может быть существенно увеличено по сравнению с этими расстояниями во время разработки месторождений при закачке в пласт теплоносителей, т. е. может быть использована более разреженная сетка скважин, что дает огромную экономическую выгоду.

. исходя из вышеописанного и проанализированного отдаем предпочтение с технической точки зрения методу внутрипластового горения.

Однако опыт разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения выявил ряд еще не решенных задач, к числу которых относятся создание методов быстрого инициирования горения, обеспечение его технологически безопасного осуществления, повышение охвата пласта процессом, совершенствование способов эксплуатации скважин, разделение газов горения и углеводородов, разделение эмульсий, охрана окружающей среды.

Несмотря на нерешенные технологические вопросы, методы внутрипластового горения имеют большие перспективы при разработке месторождений не только высоковязких, но и маловязких нефтей.

.8 Технологический расчет

В процессе разработки нефтяного месторождения, вновь вводимого в эксплуатацию после разведки, было решено применить технологию влажного горения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент этой схемы можно представить как прямолинейный пласт длиной l =500 м и шириной b = 200 м. В каждом из таких элементов предполагается создавать установившийся процесс влажного горения с постоянной во времени длиной высокотемпературной зоны 2-3 (зоны парового плато).

Фактическое распределение температуры в этой зоне показано сплошной линией в верхней части рисунка. По приближенной методике расчета установившегося влажного горения распределение температуры представляется в виде прямоугольника. В нижней части рисунка дана схема распределения насыщенностей пористой среды воздухом, газами горения, нефтью и водой в различных зонах.

Пласт имеет следующие свойства: вязкость нефти µн=30·10-8 Па·с; толщина пласта, охваченная процессом горения, h=15 м; пористость m=0,24; плотность нефти рн=0,85•103 кг/м3; теплоемкость горных пород ст=1,3 кДж/(кг·К); плотность горных пород рт=2,5·103 кг/м3; коэффициент теплопроводности пород кровли - подошвы пласта λтк=2,6-102 кДж/(м·сут·К), их температуропроводность χтк=0,08 м2/сут; среднее пластовое давление р=107Па; пластовая температура Т=303,2 К; содержание кокса zт=25 кг/м3, его плотность рк=0,95-103 кг/м3; Rвоз = 308 м3/м3; теплота сгорания кокса А=25,14·103 кДж/кг. В одну воздуховодонагнетательную скважину нагнетают qвоз с=80-103 м3/сут воздуха. Следовательно, в элементе пласта слева направо движется qвоз = 40-103 м3/сут.

Начальная нефтенасыщенность sно=0,95, насыщенность связанной водой sсв=0,05.

В процессе установившегося влажного горения решено создать зону парового плато, которую будем называть зоной 2-3, так как приближенно считаем, что пик температуры отсутствует: при высоких водовоздушных отношениях пик «размазывается» по зоне 2-3.

Рассчитаем, пользуясь основными положениями приведенной методики, температуру в зоне 2-3, а также газонефтенасыщенность и водонасыщенность в зонах 1,2 - 3, 4, а также нефтенасыщенность в зоне 4, водовоздушные отношения в зонах, входное водовоздушное отношение λвв, дебит нефти и воды и другие показатели процесса влажного горения.

ωф* = м/сут.                                                     (2.7)

Определим время t**. создания правого плато, считая, что длина зоны правого плато составляет l:

t**=сут.                                                             (2.8)

Приращение температуры в зоне 2-3 T2-3 вычислим по формуле, вытекающей из (2.7) при t>>t**. Получим

T1-3= K.                                                   (2.9)

При пластовой температуре 303,2 K значение T2-3=462,3 K.

Рассчитаем скорость фильтрации нефти в зоне 4 по формуле (2.5).

м/сут.

Отсюда дебит нефти qH, протекающей к добывающей скважине с двух сторон, будет:

qH=м3/сут.                                  (2.10)

При расчете насыщенностей в зоне 4 считаем, что относительные проницаемости для газов горения нефти и воды при их совместной фильтрации в этой зоне линейно зависят от соответствующих насыщенностей, а именно:

                                                                    (2.11)

                                                                        (2.12)

                                                                    (2.13)

Где Sr0-насыщенность пористой среды газом, при которой проницаемость для газа равна нулю; S*-водогазонасыщенность, при которой проницаемость для нефти равна нулю.

Из приведенных формул получим следующее выражение для скоростей фильтрации газа и нефти в зоне 4:

                                                                          (2.14)

Примем, что Sr0=0,95;=0,02·10-3 Па·с. Скорость фильтрации газа в зоне 4 можно оценить по закону идеальных газов, т.е.

м/сут.

Имеем

.

Или

Это - первое соотношение для насыщенностей в зоне 4. Второе соотношение получим из соотношения скорости фильтрации воды к скорости фильтрации нефти в зоне 4. Имеем:

                                                                      (2.15)

Или после подстановки цифровых значений получим

                                                     (2.16)

Третьим соотношением для определения насыщенностей в зоне 4 является выражение для скорости фронта конвекции :

                           (2.17)

Соотношения (2.15), (2.16) и (2.17) служат уравнениями для определения неизвестных Sг4, S4 и SB4. Решить эту систему уравнений будем методом последовательных приближений.

В качестве первого приближения положим в уравнении (2.15) s=0, тогда Sr4=0,059. Подставим это значение Sr4 d (2.16), а (2.16) -в (2.17), в котором пренебрегаем членом crprsr4 вследствие его малости. После подстановки в (2.17) цифровых значений входящих в него величин выражения S42+46,58s4-5,444=0.

Решая это уравнение, имеем s4=0,116.

Второе приближение для s4 найдем с учетом того, что s4=0,116. Подставляя это значение в (2.15), находим, что sк4=0,0596. таким образом, значения sк4 различаются четвертым знаком дроби.

Итак, для зоны 4 sк40,06; S4 =0,116, SH4=0,824, т.е. эта зона в основном насыщена нефтью и тонкими струями через нее фильтруется газ и вода. Скорость фильтрации воды в зоне 4:

м/сут.

Дебит воды

 м3/сут.

Обводненность продукции

.

При расчете насыщенностей в зоне 2-3 заранее не известно, содержится ли вода в жидкой фазе или она отсутствует. Будем решать задачу определения насыщенностей в зоне 2-3 также путем последовательных приближений. Положим в качестве первого приближения S3=0 и вычислим содержание паров в газовой фазе зоны 2-3. Имеем

кг;

 кг=52,4 м3.

Если на 52,4 м3 газов приходится 6г водяного пара, то в 40·103 м3 газов будет находится 4,58 м3 воды. Отсюда заключаем, считая суточный расход газов примерно равным суточному расходу воздуха, что за сутки в виде пара через зону 2-3 будет переносится 4,58 м3 воды. Следовательно, остальная и главная часть воды должна переносится через зону 2-3 в виде жидкой фазы и предложение о равенстве нулю водонасыщенности S2-3, зная, что она существует. Имеем

                                                               (2.18)

Где Sk- насыщенность пористой среды коксом (Sk=0,11);

                                                                                    (2.19)

С учетом паров воды расход газов в зоне 2-3

 м3/сут;

 м/сут;

м/сут.

При расчете по формуле (2.18) получим S3=0,46. таким образом, зона 2-3 примерно наполовину дополнена газами горения и водяным паром, а 43№ её парового объема занимает в жидкой фазе.

Рассчитаем газонасыщенность и водонасыщенность в зоне 1. поскольку вода не накапливается в зоне 2-3, то м/сут.

м/сут.

Имеем

.

Отсюда S1=0,854. Соответственно насыщенность пористой среды воздухом Sr1=0,146. Рассчитаем количество воды идущей на заполнение зоны по мере продвижения зоны парового плато 2-3:

 м3/сут.

Полный объем воды, фильтрующейся в рассматриваемом элементе слева направо:

 м/сут.

Расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину:

 м/сут.

Воздушное отношение на входе в пласт (в нагнетательной скважине)

м3/м3.

Таким образом, в нагнетательную скважину вместе с воздухом придется закачивать значительной количество воды. Наконец, определим, действительно ли существует фронт горения, т.е. идет ли обычный процесс влажного горения или зона окислительной реакции распространяется на всю область парового плато 2-3. Будем считать, что длина зоны окислительной реакции равна . Тогда с учетом количества поглощаемого кислорода получаем

.

Пологая для оценочного расчета в формуле (2.19) n=1,


из (2.19)получим

м = 5,45 мм.

Следовательно, в рассматриваемом случае влажного горения действительно существует фронт горения и, возможно, пиковая температура. Однако при приближенном расчете это обстоятельство не учитывалось. Важно то, что весь кислород поглощается в пределах зоны парового плато 2-3 и  Таким образом, определены все показатели процесса установившегося влажного горения.

3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономический анализ показателей эксплуатации месторождения

Месторождение Жанажол введено в разработку в 1983 году.

Разбуривание опытного участка длилось около 4 лет с 1983 по 1987 годы.

В настоящее время на месторождении 491 скважин. Из них 365 эксплуатационные, 127 нагнетательные, 12 наблюдательных, 9 скважин в консервации. В бездействии находится 22 скважин, в простое - 14 скважин из эксплуатационного фонда и 2 скважины из нагнетательного фонда.

Основными причинами бездействия добывающих и нагнетательных скважин является ремонт оборудования, остановки скважин для ликвидации песчаных пробок.

Фактическая добыча нефти за 2009 год составила 2958,8 тыс. тонн при плане 2705 тыс. тонн. Закачано воды в пласт 7511,3тыс. м3 при плане - 9150 тысяч м3.

Намеченная на 2011 год производственная программа НГДУ „Октябрьскнефть” выполнена практически по всем основным показателям работы.

В 2011 году были запланированы следующие мероприятия:

-       бурение 39 скважин, дополнительная добыча нефти должна была составить 190,931 тысяч тонн;

-       мероприятия по интенсификации добычи нефти, СКО, дополнительная перфорация, виброволновая обработка, термоимплозионная обработка, гидроразрыв на 11 добывающих и 12 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча -79,5 тысяч тонн.

-       мероприятия по изоляции водо- и газопритоков в добывающих скважинах

-       производство 229 капитальных ремонтов в скважинах.

На 01.09.14г. дополнительная перфорация была проведена на 29 добывающих скважинах, дополнительная добыча 96,535 тысяч тонн нефти, гидроразрыв пласта на 6 скважинах, эффект -6252 тонны, непрерывно-дискретный газлифт на 7 скважинах, дополнительная добыча 24027 тонн нефти,

- соляно-кислотная обработка на 14 добывающих скважинах, дополнительная добыча -15530 тысяч тонн нефти;

соляно-кислотная обработка на 32 нагнетательных скважинах, дополнительная закачка 181179 м3 воды.

капитальный ремонт на 101 скважине.

Отрицательную роль в добыче нефти играет фактор наличия высокого давления в системе сбора и транспорта нефти и газа на месторождении Жанажол. Высокое давление в системе нефтегазосбора всегда оказывало существенное влияние на уровень добычи нефти, но особенно остро проявилось это в конце 1998 года.

Практически, с самого начала разработки месторождения Жанажол, технологический регламент работы сепарационных установок был запроектирован таким образом, что возникла необходимость в поддержании высокого давления на входе в центральный пункт сбора, и как следствие, во всей системе сбора и транспорта нефти и газа. На сегодня, проблема снижения давления в системе нефтегазосбора остро появляется не только на участке северного купола месторождения Жанажол, но и на участке южного купола.

Высокое давление в системе нефтегазосбора южного купола приводит к созданию высокого противодавления на пласт фонтанирующих нефтяных скважин (создает преграды на пути транспорта нефти от скважин до пункта сбора „Юг”, существенно снижает режимные дебиты скважин).

Поэтому, ввод в эксплуатацию 26 ноября 2000 года дожимной насосной станции на пункте сбора „Юг” позволил произвести снижение давления в системе сбора и транспорта нефти на южном куполе с 1,6-1,8 до 0,6-0,8 МПа, суточный прирост добычи составил 150 т/сут.

Увеличение обводненности продукции нефтяных скважин приводит к остановке фонтанных скважин. Возрастание газового фактора и обводненности скважин вызывает интенсивное отложение гидратов и парафинов в системе нефтегазосбора, что приводит к резкому повышению давления в выкидных линиях скважин и в нефтегазосборных коллекторах.

Как показывает опыт, если 2-3 года назад для ликвидации асфальтосмолистых и парафиновых отложений в нефтяных скважинах и в системе сбора нефти в зимнее время требовалось 3-5 агрегатов для депарафинизации (АДП), то выходящих на линию в настоящее время АДП не хватает. Это следствие того, что из-за недостаточного количества ингибиторов, прежде всего СТБ и СНПХ-7R-14 в должной мере не проводились профилактические работы по очистке нефтепроводов, в осенний период, а сегодняшнее отсутствие растворителей требует привлечения к работе большого количества тампонажной техники, что существенно сказывается на увеличении затрат и не всегда эффективно.

С целью поддержания пластового давления НГДУ „Октябрьскнефть” большое внимание уделяет вопросу закачки воды по объектам КТ-I и КТ-II. Есть все возможности для поддержания планового уровня по закачки воды. Это и достаточная мощность водозабора Атжаксы Qтеор = 23500 м3/сут, и имеющиеся насосные мощности БКНС № 1,2,3,4 и КНС № 1,2,3, оснащенные насосами, позволяющими производить закачку воды в нужном объеме. В 2001 году план по закачке воды 7500 тыс. м3 был перевыполнен, закачано 7511,299 м3.

На сегодня, одна из проблем - это отсутствие современной системы контроля и управления производственными процессами. Долгое время эксплуатировавшаяся система телемеханики ТМ-620 изношена и морально устарела. Приборы учета нефти и газа на первичных пунктах сбора нефти (АГЗУ) по своим параметрам не подходят для нынешних условий работы, не дают достоверных показаний и требуют замены. Сложная ситуация и с учетом закачиваемой воды по нагнетательным скважинам. Лишь 58 % нагнетательного фонда оснащены приборами учета воды. В настоящее время НГДУ „Октябрьскнефть” ведет работу по установке счетчиков воды СВУ-50 для нагнетательных скважин объекта КТ-II.

Проводится комплексная защита подземного и наземного оборудования нефтяных и нагнетательных скважин системы нефтесбора, системы водоводов и резервуаров ППД от коррозии, отложений парафинов и гидратообразования путем разовой обработки и постоянной дозировки ингибиторов СНПХ-ИПГ-11, „Нефтехим” и „Волга”. В этом плане основная задача на 2014 год - это нормированная и своевременная поставка химреагентов, в частности, ингибиторов коррозии и парафиноотложения.

3.2 Расчёт годовых производственных затрат


Произведем аналитический расчет годовых производственных затрат и экономического эффекта от внедрения погружных насосных систем с подвеской на кабеле, предусмотрим возможность использования данной системы не только для добычи нефти, но и для поддержания пластового давления.

Расчет амортизации

Расчет амортизации производится методом равномерного (прямолинейного) списания стоимости. Этот метод является наиболее простым, при котором амортизируемая стоимость списывается в равных суммах.

Сумма амортизации по одному объекту основных производственных фондов определяется, исходя из предельных норм амортизации:

                                                                                   (3.1)

где - годовая сумма амортизации, $ - первоначальная стоимость объекта основных производственных фондов, $ - норма амортизации, %.

Метод равномерного списания стоимости используется в том случае, когда можно предположить, что доходы, получаемые от использования объекта, одинаковы в каждом периоде на протяжении его эксплуатации, т. е. снижение остающейся полезности происходит равномерно [4].

Рассмотрим блок, состоящий из 9 добывающих скважин, из которых ранее добывалось  при обводнённости 79%, (, после проведения кислотной обработки добыча жидкости увеличилась и составила  при обводнённости 79%, ().

Расчет амортизационных отчислений до внедрения мероприятия по воздействию на призабойную зону скважин показан в таблице 3.1.

Время работы скважин 360 суток.


Определим объём добычи жидкости за год, до внедрения мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта:


после внедрения:

Расчёт энергетических затрат.

Энергетические затраты до внедрения системы:


Таблица 3.1 Расчет амортизационных отчислений до внедрения системы

Наименование объекта основных производственных фондов

Первоначальная стоимость Фп, $

Количество

Норма амортизации Nа, %

Годовая сумма амортизационных отчислений, $

ПЦЭН

16500

9

9,1

13513,5

АГЗУ

86000

1

9,8

8428

Выкидные линии

30000

15,3

2,8

10332

Сборная линия ø159х7

43300

1,33

2,8

1612,49

Сборная линия ø219х8

60000

5,8

2,8

9744

Кап. вложения

1099089


 43629,8

Амортизация





после внедрения:


Затраты на вспомогательные материалы

При внедрении новых технологических процессов для воздействия на продуктивные пласты и призабойную зону скважин необходимо учесть основные и вспомогательные материалы.

Для проведения этих мероприятий требуются дополнительные капитальные вложения на приобретение различных реагентов, что приводит к значительному изменению конечной нефтеотдачи [15].

Для расчета затрат на материалы можно использовать формулу:

                                                                  (3.2)

где количество материалов, приобретаемых для проведения мероприятия, т;

стоимость 1 тонны материалов, тг.

Приемистость нагнетательного ряда равна 462,5 или 166500 т/год

Расходы по сбору, транспортировке и технологической подготовке нефти

Эти затраты изменяются пропорционально объёму добываемой нефти. Размер этих затрат после внедрения мероприятия может быть рассчитан по формуле:

                                                                              (3.3)

где удельные затраты на сбор, транспортировку или подготовку 1 тонны нефти,тг.

 тонну

До внедрения:

= 8603175 тг

После внедрения:

= 11678366 тг

Часто можно увеличить объём сбора, транспортировки и подготовки нефти, не увеличивая численности рабочих и мощности насосов.

В этом случае с ростом объёма перекачки требуются только дополнительные затраты на материалы для обработки нефти.

Расходы по искусственному воздействию на пласт

Если дополнительная закачка воды или других реагентов требует расширения мощности цеха ППД, то затраты по искусственному воздействию на пласты пересчитываются пропорционально изменению добычи нефти.

При неизменной мощности цеха пересчету подлежат только затраты на электроэнергию:

                                                                               (3.4)

где объём закачки воды или других реагентов после внедрения мероприятия,;

норма расхода электроэнергии на закачку  воды, кВт ч;

= 8953200тг

Расчет фонда оплаты труда.

Изменение затрат по основной заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации (только рабочие и инженерно-технические работники, непосредственно участвующие в добыче нефти).

При изменении численности и разряда рабочих, изменение фонда заработной платы нужно рассчитать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда.

Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней заработной плате, соответствующей категории работников [14].

Расчет фонда заработной платы

               (3.5)

минимальная заработная плата в РК составляет-210 515 тенге

 или 16193,46 дол/год на одного работника (1350 дол./мес.на 1человека)

 или 415350,4 дол/год (1650 дол/мес.на 1человека). Отчисления от ФЗП.

В госбюджет по ставке 26%, В ГНПФ по ставке 10%

Тогда сумма отчислений до внедрения мероприятия, составит:

или 20076002 тг

после внедрения мероприятия:

= 22428020 тг

Фонд заработной платы в сумме с отчислениями образует фонд оплаты труда до внедрения

или 75843200 тг.

после внедрения

= 84734200 тг.

Расчет прочих затрат до внедрения

 или 1896000 тг.

после внедрения

 или 21183200 тг.

Затраты на текущий ремонт

Текущий ремонт наземного и подземного оборудования включает ряд затрат (заработная плата, прокат трактора-подъёмника, вспомогательные материалы и т.д.), поэтому экономия или перерасход по этой статье могут быть рассчитаны в зависимости от характера предлагаемых мероприятий.

Затраты на ремонт можно рассчитать по формуле:

                                                                                     (3.6)

где стоимость оборудования;

N -количество оборудования

,6-1,2 от капитальных вложений до внедрения

 или 19788350 тг

после внедрения

 или 125528150 тг

Таблица 3.2 Расчет амортизационных отчислений после внедрения

Наименование объекта основных производственных фондов

Первоначальная стоимость Фп, дол.

Количество

Норма амортизации Nа, %

Годовая сумма амортизационных отчислений, дол.

ПЦЭН

16500

6

9,1

9009

АГЗУ

86000

1

9,8

8467

Выкидные линии

30000

10,2

2,8

8568

Сборная линия ø159х7

43300

1

2,8

1212,400

Сборная линия ø219х8

60000

1

2,8

1684

Нагнетательная скважина

2000000

3

6,7

402000

Нагнетательная линия ø60х5

15300

9,31

5

7122,150

Нагнетательная линия ø89х8

26700

6,1

5

8143,5

Нагнетательная линия ø114х10

41900

1,3

5

2723,5

Насос нагнетательный

2170

1

10,5

227,85

Устьевое оборудование нагнетательных скважин

3500

3

11,4

1197

Кап. вложения

6960140



Амортизация


451354,6


3.3    Расчет годового экономического эффекта

При использовании новых методов воздействия на нефтяной пласт с целью повышения конечной нефтеотдачи, годовой экономический эффект определяется по формуле:

                                                            (3.7)

где годовой объём добычи без воздействия и с воздействием на пласт, т/год;HP- специальный норматив приведённых затрат на 1 тонну прироста добычи нефти, при росте конечной нефтеотдачи принимается равным 85 дол.

прирост нефти за счет внедрённой технологии.

Предлагаемая технология является эффективной, чистый доход составит 580653993 тенге.

Таблица 3.3 Годовые производственные затраты

Статья затрат

До внедрения, дол.

После внедрения,дол.

1.Амортизация

43629

451354,6

2.Энергозатраты

33483

454515

3.Затраты на материалы


40265

4.Затраты по искусственному воздействию на пласт


156668

5.Затраты по сбору и транспортировке нефти

57354,5

778557,78

6.ФЗП

37178

41535,4

7.Отчисления от ФЗП

13384,08

14952,75

8.Затраты на текущий ремонт

13189

83521

9.Прочие затраты

12640,5

12122,04

Производственные затраты

310858,2

2435241,1

Удельная себестоимость

91

76

Годовой экономический эффект

58065393 тенге


4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтегазодобывающих предприятиях относятся: неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества.

В процессе поддержания пластового давления рабочий агент нагнетают в пласт под высоким давлением и при высокой температуре. Поэтому особое внимание с точки зрения техники безопасности следует обратить на прочность, герметичность и теплоизоляцию насосных и технологических установок, водоводов и контрольно-измерительных приборов и другого, применяемого при солянокислотной обработке скважин.

К сооружениям системы ППД относятся водозаборы, очистные сооружения, кустовые насосные станции, водораспределительные пункты, водопроводы, нагнетательные скважины.

Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжелых и легких угле водородных фракций. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу не ядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10 %, человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может произойти удушье.


.2 Производственная санитария

Санитарная характеристика данного предприятия в соответствии со СНиП 2.09.04.87 относится к категории Г.

Производственные помещения обеспечиваются центральным отоплением, принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них вредных газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ в соответствии со СНиП 2.04.09.84.

Для групп рабочих, работающих на открытых площадках, предусматриваются санитарно-бытовые помещения, расположенные в административных зданиях каждого участка промысла в соответствии с РД-39-22-358-80 и СНППО-96. В их состав входят душевые, умывальники, гардеробы для чистой и спецодежды.

Во время приготовления химикатов и при работе с ними необходимо надеть очки и противопылевые респираторы.

На территории цеха поддержания пластового давления имеется различное оборудование, и располагаются различные технологические процессы, находящиеся на значительной площади и требующие различной освещенности. Поэтому в цехе подготовки кислотных растворов применяют прожекторное освещение территории и местное освещение отдельных рабочих мест и помещений. Кроме того, при прожекторном освещении освещаемая территория значительно меньше загромождается опорами и воздушной проводкой. Во многих случаях размещения технологического оборудования или условия выполнения работ не позволяет устанавливать на освещаемой территории опоры со светильниками и прожекторное освещение является единственно возможной системой освещения. Недостатком является возможность освещения работающих, на освещаемой территории создаются более резкие тени, мешающие рассматривать предметы. Однако они значительно снижаются при правильном выборе мест для их установки, угла их наклона и при правильном выборе высоты установки.

4.3 Техника безопасности

В связи с тем, что при добыче нефти могут выделяться взрывоопасные, пожароопасные и токсичные вещества, такие как нефть, сероводород, меркаптаны, деэмульгаторы, различные реагенты и горюче-смазочные вещества в соответствии со СНиП 2.09.04.97 данное производство отнесено к категории Б и В.

Учитывая высокую комплексную опасность производства, и в целях предупреждения несчастных случаев, предлагается ряд типовых мероприятий по технике безопасности.

Основными на это счет решениями являются:

герметизированная система сбора и подготовки нефти, газа и воды с технологическим режимом по ВНТПЗ-95;

обеспечение герметичности и прочности технологических установок, арматуры и коммуникаций с учетом розы ветров, карт рассеивания выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

аппаратура, работающая под давлением, оборудуется предохранительными клапанами, манометрами, указателями уровня, регулятора давления в соответствии с „Правилами устройства и безопасности обслуживания сосудов, работающих под давлением";

предусматриваются факельные и дренажные системы;

подвижные части оборудования выполняются в закрытом исполнении, имеются ограждающие устройства;

для подготовки аппаратов к ремонту предусматривается система пропарки;

для ремонта и обслуживания оборудования предусматриваются
соответствующие грузоподъемные механизмы, установка которых должна соответствовать „Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов";

на непрерывных операциях предусматриваются резервные единицы оборудования;

технологический процесс добычи, подготовки нефти, газа и воды, а также вспомогательные процессы (производство электроэнергии, сжижение газа, выработка тепла) предлагается полностью компьютеризировать и управлять ими со щитов операторов.

На всех объектах независимо от их состояния или назначения запрещается производить какие-либо работы при:

обнаружении запаха газа на рабочем месте;

шуме и вибрации;

отсутствии освещения;

замазученности территории или рабочего места;

опасности поражения электрическим током;

взрывоопасности;

отсутствии или неисправности необходимых защитных средств;

неблагоприятных метеорологических условиях.

Все движущиеся и вращающиеся части механизмов, двигателей, трансмиссий и насосов имеют надежные, прочные, съемные металлические ограждения. Выступающие детали вращающих частей (шпонки валов, болты муфтовых соединений и так далее) закрываются кожухами по всей окружности вращения. Ремонт и осмотр огражденных частей механизмов, и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма.

Пусковые автоматы агрегатов располагаются на безопасном расстоянии от напорных патрубков. Фланцевые соединения всех трубопроводов, находящихся под давлением ограждаются металлическим кожухом.

Для предотвращения самозапуска агрегатов при отключении электроэнергии используют масляные выключатели.

Чтобы не допустить перепуск воды из нагнетательных скважин через манифольды кустовых насосных станций, на выходе насосов устанавливают обратные клапана. Электрораспределительные щиты имеют металлическое, сетчатое ограждение.

Рабочее оборудование и щиты контрольно-измерительных приборов и автоматизации расположены в отдельных помещениях. На БКНС имеется пожарный щит, ящик с сухим песком, пожарный водяной вентиль.

Перед оборудованием устья арматуру испытывают на герметичность, а после ее установки спрессовывают при давлении, предусмотренном в паспорте.

При обвязке нагнетательных скважин на фланцах водоводов, не имеющих уплотнительных колец, устанавливают защитные кожухи. Перед демонтажем оборудования устья необходимо отключить напорный водовод и вывесить предупреждающий знак: „Не открывать".

При замене задвижек, заглушек, прокладок или уплотнительных колец не разрешается стоять перед разъемной частью фланцевого соединения. Открывать и закрывать задвижки следует с помощью штурвального ключа.

.4 Пожарная безопасность

По взрывоопасности технологические участки производства отнесены к классу В-1Г и В-1 по АПУЭ-95, по характеру пожарной опасности - к категории I и П-поСНиП21.0197.

Технологические установки оборудуются противопожарными системами: пенными, газовыми и водяными в соответствии с ВНТПЗ-98 и противопожарной автоматикой по НПБ-93 , в том числе зарубежного производства.

Планировка и конструкция зданий и сооружений проектируются с учетом СНиП 21.01.97. и СНППО-96.

У устья скважин запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и другими способами.

При выполнении работ, связанных с технологическими операциями, обязательно применение воздушных (кислородных) изолирующих аппаратов (технологические переключения, подключение приборов, отбор проб и др.).

Предусмотрена автоматизация основных технологических процессов в части сбора данных, контроля технологических процессов и управления технологическими процессами. Технологические установки выполнены в виде модулей, каждый из которых оснащен необходимым комплектом приборов автоматического контроля и регулирования технологических параметров (температуры, давления, уровня и т.д.).

В автоматизированной системе управления технологическим процессом использованы средства микропроцессорной техники. Все сигналы оповещения, предусмотренные на данном объекте, выведены с соответствующих датчиков, приборов в центр управления с целью оповещения оператора.

Сброс с предохранительных клапанов и продувка технологического оборудования производится в факельные системы высокого, среднего и низкого давления. Газ, не подлежащий утилизации, сжигается на факелах высокого, среднего и низкого давления, которые размещены на безопасном расстоянии от существующих и строящихся зданий и сооружений.

Сжигание позволяет окислять токсичные компоненты технологических сред до менее опасных веществ и создаёт более благоприятных условия для их рассеивания в атмосфере за счёт высоты факела.

Для защиты работников и оборудования в случае аварийных ситуаций при эксплуатации предусмотрена система аварийного останова (САО). В зависимости от типа аварийной ситуации предусмотрена возможность останова оборудования на всем объекте или отдельных участках автоматически, а также кнопками управления, находящимися в шкафу САО. САО также автоматически приводится в действие в случае пожара на одном из участков. Во избежании ненужных остановов противопожарная система будет срабатывать с выполнением процедуры аварийного останова только после получения сигналов возгорания от не менее чем двух датчиков.

Потеря давления в системе воздухоснабжения КИПиА также приведет к автоматическому включению САО с целью изоляции любого из участков по технологическим трубопроводам. Падение давления в системе воздухоснабжения оказывает влияние на работу всех систем объекта и требует аварийного останова до восстановления безопасного уровня давления воздуха в системе.

Предусмотрены герметизированные системы замера газового конденсата, дизельного топлива. Дренажные трубопроводы и трубопроводы сброса на факел подключаются к герметизированным дренажным и факельным системам.

Применяемое оборудование, арматура и трубопроводы по техническим характеристикам обеспечивают безопасную эксплуатацию технологических аппаратов, узлов коммуникаций.

Похожие работы на - Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!