Експлуатація Шебелинського нафтового родовища

2. Розрахункова пошарова неоднорідність пласта , що знаходиться за допомогою коефіцієнта , визначається за допомогою пошарової неоднорідності , яка спостерігається в свердловинах , а також з врахуванням язикоутворення фронту води поблизу видобувних свердловин і нерівномірності просування фронту агента з різних сторін до свердловин стягуючого видобувного ряду.

визначаємо за формулою(1) за допомогою фактичних даних дослідження свердловин на приток.

3.Гранична доля води в дебіті рідини видобувної свердловини

,

де

гранична масова доля води приймаємо 90%(0,9); коефіцієнт, що враховує відмінності витісняю чого агента і нафти в пластових умовах за рухомістю в раз і за щільністю в раз ( співвідношення щільностей витісняю чого агенту і нафти в пластових умовах).

4.Коефіцієнт використання пересувних запасів нафти (К3)при заданій пошаровій неоднорідності пласта і граничній частці агента (А)

де

5.Розрахунковий сумарний відбір рідини в долях рухомих запасів нафти F визначається із співвідношення

6.Початкові видобувні запаси рідини () і нафти () знаходяться із наступних формул:

млн. т.

млн. т.

При цьому масові початкові добувні запаси рідини () в поверхневих умовах буде дорівнювати:

7.Середня масова частка води ( обводненість )у сумарному видобутку рідини

а нафтовіддача пластів

Визначені дані запишемо в таблицю 2.

	, млн.т
0,874	154,61	0,1	0,59	0,9	2,382	0,79	0,2719
			,млн.т	, млн.т	,млн.т
0,911	0,776	1,269	118,43	196,184	303,64	0,61	0,408

Розрахунок динаміки дебітів нафти та води.

Приймається наступна програма розробки нафтового покладу.

Нафтовий поклад із загальним числом свердловин n0 =500 розбурюється і вводиться в розробку кожного року по 106 свердловин.

На першій стадії за розрахунок введення нових свердловин неперервно зростає поточний дебіт нафти. Поклад розробляється з мінімальним амплітудним дебітом.

На наступній (другій ) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.

Приймаємо, що за рахунок методів інтенсифікації максимальний амплітудний дебіт qt0 буде вдвічі більше мінімального, рівного 1,36 млн. т/рік.

Третя стадія розробки проходить при фіксованих умовах, які утворилися в кінці другої стадії.

Розрахунок проводимо програмою Mіcrosoft Еxсеl, за наступними формулами. Дані зводимо до табл. 3.

На першій стадії поточний дебіт нафти

Де t- роки, - кількість діючих свердловин в t-му році

;

- кількість пробурених свердловин в t-му році - загальна кількість свердловин пробурених до t-го року.

Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах

Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах

На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти покладу і розрахунки проводяться за наступними формулами:

Поточний амплітудний дебіт (при )

Розрахунковий поточний дебіт рідини

Масовий поточний дебіт рідини

На третій стадії поклад розробляється при

Результати розрахунків вносимо до табл. 3.

Таблиця 3.

2.3.2. Газова частина

1. Уточнення промислових і залишкових запасів газу і конденсату.

На стадії складання проекту ДПР родовища запаси газу визначають об’ємним методом, використовуючи залежності:

або

F- площа нафтоносності

m0- коефіцієнт відкритої пористості

h- газонасичена частина пласта

апоч- початковий коефіцієнт газонасичення

Для підрахунку промислових запасів використовують метод найменших квадратів за приведеного газонасиченого порового об’єму Ω*. Його значення визначають за формулою:

- значення сумарного видобутку газу на кінець даного року

- початковий і поточний пластовий тиск, МПа;

- коефіцієнт над стисливості газу для відповідних значень тиску.

Сумарний видобуток газумлн.м3	3673,2	2839	2650,8
Підносимо до квадрату сумарний видобуток газу, м3 *1014	134923,98	80599,21	70267,4
Пластовий тиск по роках, МПа	27,33	25,41	30,21

Визначаємо коефіцієнт над стисливості за кожний рік

Середній критичний тиск і температура:

МПа

К

Визначаємо приведену температуру і тиск:

Визначаємо відношення пластового тиску до коефіцієнта надстисливості:

Визначаємо зведений газонасичений поровий об’єм :

Початкові запаси газу рівні:

м3

Визначення поточних і прогнозованих кінцевих коефіцієнтів газоконденсатного вилучення.

Визначаємо коефіцієнт кінцевої газовіддачі за формулою:

Ркінц, zкінц – середній пластовий тиск і відповідний йому коефіцієнт надтисливості газу при температурі Тпл. Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску використовують такі формули:

Н – середня глибина залягання родовища, м :

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі характеризує промислову газовіддачу.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати за допомогою вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу видобутого на кінець періоду постійного видобутку, буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Для збільшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне введення в експлуатацію дожимної компресорної станції та застосування методів підготовки газу в умовах пониження тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямами збільшення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі – є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

МПа

МПа

МПа

Визначаємо приведену температуру на початку і в кінці розглянутого періоду:

Визначаємо приведений тиск при 3-х визначених кінцевих тисках:

Визначаємо коефіцієнти надстисливості і газовіддачі при кінцевих тисках:

Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловини

та інших вихідних даних для технологічних розрахунків.

Всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Для визначення параметрів середньої свердловини потрібні режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту ГКР.

Визначаємо середній дебіт газу:

де тис.м³ /добу;

тис.м³ /добу;

тис.м³ /добу.

Визначаємо середній гирловий тиск

Глибину свердловини до середини інтервалу перфорації, м L=4253,3 м

За величиною середнього гирлового тиску визначаємо середній вибійний тиск.

Визначаємо коефіцієнт S:

К

Визначаємо коефіцієнт :

- внутрішній діаметр колони труб, см; діаметром 73 мм дорівнює 0,024.

Визначаємо середній вибійний тиск.

МПа

Визначаємо мінімальний необхідний дебіт газу для винесення рідини з стовбуру свердловини:

тис.м3/добу

3. Методи інтенсифікації

3.1 Кислотна обробка

Кислотні оброблення свердловин, які складають основу хімічних методів, використовуються найбільш широко через свою простоту, дешевизну, доступність реагентів, сприятливі умови для їх проведення.

Основний компонент кислотних розчинів, які використовуються для діяння на привибійну зону пласта - соляна кислота.

Розчинами соляної кислоти обробляють карбонатні породи, які містять вапняки, доломіти або теригенні колектори, в складі яких присутні карбонатні цементуючі речовини. Розчинення вапняку в соляній кислоті описуєтьсяСаСОз+2НС1=СаСІ₂ +С0₂ +Н₂ 0. Оптимальну концентрацію соляної кислоти в розчині приймають рівною 10 ...16%.

Під час оброблення свердловини до розчину соляної кислоти добавляють такі реагенти.

1. Інгібітори - речовини, які знижують корозійне діяння кислоти на обладнання. За їх допомогою розчин кислоти транспортують, перепомповують і зберігають. Як інгібітори використовують катапін - А, карбозолін - О, реагенти 4411, 4412 , тержитол тощо.

2. Інтенсифікатори - поверхнево - активні речовини (ПАР) , які знижують поверхневий натяг на межі "нафта -нейтралізована кислота", які прискорюють і полегшують очищення привибійної зони від продуктів реакції і відреагованої кислоти. До них відносяться марвелан К (О), реагенти 4411, 4412, тержитол тощо.

3. Стабілізатори - речовини, необхідні для утримання в розчиненому стані продуктів реакції, сумішей розчину соляної кислоти з залізом, цементом і пісковиками, а також для видалення із соляної кислоти шкідливої домішки - сірчаної кислоти і перетворення її в розчинну сіль барію.

Соляна кислота, взаємодіючи з глинами, утворює солі алюмінію, а з цементом і пісковиками - гель кремнієвої кислоти, які випадають в осад. Для попередження цього явища як стабілізатори використовують оцтову СНзСООН і фтористоводневу або плавикову НF кислоти .

3.2 Гідророзрив пласта

Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітається крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У результаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта наступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосними агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, проникає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти розривні сили і вищезаляглі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм розриву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних посудин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або близьку до неї орієнтацію.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору; нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно - компресорних труб і стовбура свердлловини.

Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин, чим вони більші, тим більша ефективність оброблення.

4. Технологічні режими експлуатації покладу

4.1 Способи експлуатації нафтових та газових родовищ

Експлуатація свердловин фонтанним методом

Під фонтанним способом експлуатації свердловини розуміється підйом нафти на поверхню за рахунок природної енергії, розрізняють Артезіанське фонтанування і фонтанування за рахунок енергії газу, що виділяється з нафти. Процес видобування нафти охоплює переміщення нафти газу і води (флюїдів) у пласті до вибоїв на поверхню та промислове збирання продукції свердловин. Спосіб піднімання нафти у стовбурі з вибою на поверхню називають способом експлуатації свердловини. У теперішній час застосовують такі основні способи експлуатації свердловин: фонтанний, газліфтний і насосний.

Спосіб експлуатації свердловини при якому підйом нафти або суміші нафти з газом від вибою до поверхні здійснюється за рахунок природної енергії називається фонтанним способом. Якщо тиск стовпа рідини яка заповнює свердловину менший від пластового тиску і привибійна зона не забруднена тобто стовбур свердловини сполучається з пластом, то рідина буде переливатися через устя свердловини, отже свердловина буде фонтанувати. Фонтанування може здійснюватись під впливом гідростатичного напору, або енергії газу який рухається, або того і іншого разом. Фонтанування тільки за рахунок гідростатичного тиску пласта явище дуже рідкісне в практиці експлуатації нафтових свердловин. Це відбувається тоді коли газ у пластових умовах повністю розчинений у нафті і у пласті рухається однорідна рідина. У більшості випадків головну роль у фонтануванні свердловин відіграє газ який міститься разом з нафтою в пласті. Це справедливо навіть для родовищ із явно вираженим водонапірним режимом, коли газ в пластових умовах повністю розчинений в нафті і в пласті рухається однорідна рідина. При експлуатації свердловини пробуреної на такий пласт вільний газ із нафти починає виділятись лише в підйомних трубах і на такій глибині де тиск нижчий від тиску насичення нафти газом. В цьому випадку підйом нафти буде здійснюватись за рахунок гідростатичного напору та енергії стиснутого газу, яка проявляється тільки у верхній частині свердловини. На глибині відповідній тиску насичення нафти газом останній починає виділятись із нафти у вигляді маленьких бульбашок. По мірі просування догори бульбашки газу зазнають усе меншого тиску, внаслідок чого об’єм бульбашок газу збільшується і густина суміші рідини та газу зменшується. Загальний тиск стовпа газорідинної суміші на вибої свердловини стає меншим за пластовий, що виникає самовиливання нафти, тобто фонтанування свердловини. При всіх способах експлуатації свердловини в тому числі і фонтанному підйом рідини та газу на поверхню здійснюється по трубах невеликого діаметру які спускаються в свердловину перед початком експлуатації ці труби називають НКТ. Залежно від способу експлуатації їх називають фонтанними, компресорними, насосними, підйомними (ліфтовими). Звісно, що фонтанний спосіб є найекономічнішим і як природний спосіб має місце на щойно відкритих енергетично не визначених родовищах. Якщо в покладі підтримується пластовий тиск шляхом закачування води чи газу, то в окремих випадках удається значно продовжити період фонтанування свердловини. Фонтанним способом вилучається основна частина світового видобутку нафти 7580% . Якщо свердловини не можуть фонтанувати їх переводять на механізований спосіб експлуатації тобто газліфтний чи насосний. В цьому випадку за рахунок пластової енергії нафта піднімається лише на висоту менше глибини свердловини, тобто рівень в свердловині не доходить до устя свердловини. Для піднімання рідини до устя свердловини і подавання її у викидну лінію (збірний трубопровід) потрібно ввести в свердловину штучну енергію. У разі газліфтного способу у свердловину подають енергію стиснутого газу, а у разі насосного енергія яка створюється насосом. Під час експлуатації свердловин будь-яким (фонтанним, насосним або газліфтним способом) у міру проходження нафти вздовж стовбура із неї виділяється розчинений газ. Внаслідок зменшення тиску, коли він стає меншим тиску насичення нафти газом. При цьому утворюється газорідинна суміш. Газ який виділяється у вихідному потоці виконує роботу з підйому рідини в трубі, при чому рідина може бути однофазною


29-04-2015, 00:38