Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Апреля 2012 в 13:10, дипломная работа
Газонефтяное месторождение Прорва расположено в юго–восточной части в Южно–Эмбенском нефтеносном районе Прикаспийской впадины. Структура была выявлена в 1954-1955гг проведенными гравиметрическими сейсмическими работами.
В 1959 году началось глубокое разведочное бурение. Первая скважина №1 установила промышленную нефтегазоносность верхнеюрских отложений на Прорве и с 1963 года начата пробная эксплуатация. В 1966 году составлена и утверждена «Технологическая схема разработки юрских горизонтов месторождении Прорва, где предусмотрено бурение 75 скважин в чисто нефтяной части залежи и применение законтурного заводнения.
ВВЕДЕНИЕ……… …………………………………………….…..………...9
1 Геологическая часть…………………………….………………...………...10
1.1 Характеристика геологического строения месторождения…….……...10
1.1.1 Общие сведения……………………………… ………….….……….....10
1.1.2 Стратиграфия………………………………… ……………..………….12
1.1.3 Тектоника……………………………………………………..…………15
1.1.4 Нефтегазоносность…… ……………………….……….…………........16
2 Технологическая часть……………… ……………………..……………....21
2.1 Система разработки месторождения……………………..…………...…21
2.1.1 Анализ текущего состояния разработки………………..…………..…22
2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки……… …………………………….…27
2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа………… ………..………….28
2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки……………………………………………………………….………….31
2.1.5 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов……………………………………………………………… ……………...32
2.2 Техника и технология добычи нефти и газа… …………….….………..38
2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин…......38
2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин……………………………………………………………..40
2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин………………………………………..….……...43
2.3 Специальная часть ……………..………………………………..… …....45
2.3.1 Повышение производительности скважин с применением термохимической обработки…………………………….…………………….......45
2.3.2 Технологический расчет термокислотной обработки..……..… ….…52
2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ….…......………..63
3 Экономическая часть………………………………………………..….…..65
3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения…......65
3.2 Расчет экономической эффективности…………………………..……...67
4 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности….…………….………72
4.1.1 Физические воздействия……………………………………….………72
4.1.2 Шум и вибрация……………………………………………...…………72
4.1.3 Пожаробезопасность……………………………………………………76
4.2.2 Безопасность в условиях ЧС………………………………………...…77
5 Охрана окружающей среды ………………………………….….…………79
5.1 Охрана атмосферного воздуха…………………………..……………….81
5.2 Охрана водных ресурсов……………………………...…..…………… ..82
5.3 Охрана земельных ресурсов……………………..….……..………… …83
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ……………………………………………..……………… .84
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………..…… . …85
Приложение А…………………………………….…………………………..86
Приложение Б…………………………………………………………………87
Кислотные
обработки терригенных
Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллекторах.
В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1.
Другой
особенностью СКО является то, что
в карбонатных коллекторах
Соляная
кислота растворяет карбонаты в
ПЗС, что предотвращает при
Для предотвращения смешивания нейтрализованной НСL со следующей за ней глинокислотой и образования осадка количество соляной кислоты берется на 0,2 - 0,8 м3 больше расчетного для сохранения кислотности раствора.
В
пласты кислоты закачивают медленно
для лучшего выщелачивания
Техника и технология кислотных обработок скважин
На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.
На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 или УР-20 емкостью 17 . Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 , которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 /ч и напора от 8 до 30м.
Для
закачки ингибированных растворов
кислоты в пласт используется,
например, специальный насосный агрегат
на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А",
рисунок 2.3.1.1 с гуммированной резиной
цистерной, состоящей из двух отсеков
емкостью 2,7
и 5,3
, а также с дополнительной
емкостью на прицепе с двумя отсеками
по 3
каждый. Агрегат
снабжен основным трехплунжерным горизонтальным
насосом высокого давления 4НК500 одинарного
действия для закачки кислоты в скважину.
Насос имеет привод через специальную
коробку от основного двигателя автомобиля
мощностью 132 кВт. Конструкция силового
насоса предусматривает сменные плунжеры
диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают
подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6
до 50 МПа в зависимости от частоты вращения
вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1). Наряду
с этим основным агрегатом при кислотных
обработках скважины используют цементировочные
агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат
для гидроразрыва АН-700. Для предотвращения
быстрого изнашивания агрегатов при прокачке
даже ингибированного раствора кислоты
необходима обязательная их промывка
водой непосредственно после завершения
работ. В промывочную воду желательно
добавлять тринатрийфосфат в количестве
0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков
кислоты. Схема обвязки скважины при простых
кислотных обработках пли в ваннах показана
на рисунке 2.3.1.2. Силовой насос агрегата
«Азинмаш-30А» может забирать жидкость
не только из емкостей, установленных
на платформе агрегата, но и с помощью
резиновых шлангов откачивать ее из емкостей
на автоприцепе и из передвижных емкостей.
При кислотных обработках используется
дополнительно цементировочный агрегат
ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего
жидкость на прием
1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.
Рисунок 2.3.1.1 Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А
силового
насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме
того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным
ротационным насосом низкого
давления и двумя емкостями на платформе
позволяет перемешивать растворы кислоты
при введении в них различных реагентов,
а также при необходимости перекачки растворов
из одних емкостей в другие. Ротационный
насос используют также при приготовлении
нефтекислотных эмульсий для закачки
в поглощающие интервалы с целью расширения
охвата обработкой большой толщины пласта.
Для создания более высоких скоростей
закачки, если подачи одного агрегата
при данном давлении оказывается не достаточно,
используют два и более параллельно работающих
агрегатов. Устье скважины при обработке
под давлением оборудуется специальной
головкой, рассчитанной на высокие давления,
с быстросъемными соединениями. Головка
скважины с обязательным обратным клапаном
и задвижкой высокого давления соединяется
с выкидом насосного агрегата прочными
металлическими трубами. Обычно в этих
случаях используется оборудование для
гидравлического разрыва пласта или пескоструйной
перфорации.
1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции.
Рисунок 2.3.1.2 Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок
`Для
загрузки прутков магния
Верхнюю трубу 3 наконечника через переводник 2 и муфту 1 соединяют с насосно-компрессорными трубами. Труба 3, являющаяся контактным стволом наконечника, заполняется стержнями магния, и именно в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу кислотным раствором.
Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через пластину-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый за счет реакции с магнием, служит для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввернутые на резьбе в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.
Реакционный наконечник, в который на поверхности загружается магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам через наконечник прокачивается 15 %-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг.
Применяют реакционные наконечники двух конструкций: для зарядки магнием в виде стружки и стержней или брусков.
Размеры, форма стержней магния и способ их укладки в пачки должны позволять кислоте обволакивать поверхность каждого из стержней. Исходя из этого, рекомендуется укладка стержней, приведенная на рисунке 2.3.1.4. Лучшим вариантом является применение круглых магниевых стержней диаметром 20, 30 и 40 мм (положения 4 и 5). Большой опыт проведения термокислотных обработок позволяет также
1 – муфта; 2 – переводник; 3- труба; 4 – пластина-решетка; 5 - воронка-газоотбойник; 6 – нижняя труба; 7 – нипелли.
Рисунок 2.3.1.3. Pеакционный наконечник
эффективно использовать вместо стержней магниевые стружки, магниевые шарики, а также магний в гранулах (0,5—2 мм). В этом случае в скважину спускают дозирующее устройство с клапаном и внутренней камерой, заполненное магниевыми шариками или гранулами.
Раскрытие
клапана и высыпание
Недостаток
реакционных наконечников заключается
в том, что при доставке их к забою
и обратном извлечении затрачивается
много времени на спуско-подъемные операции
с трубами. Для устранения трудоемкой
операции по спуску и подъему труб применяют
вставной реакционный наконечник, спускаемый
на штангах, отличающийся от обычного
невставного уменьшенными размерами деталей.
1 и 2 – неправильная укладка; 3, 4. 5 и 6 – правильная укладка
Рисунок 2.3.1.4. Типы укладки стержней магния в пачки
2.3.2 Технологический расчет термокислотной обработки
Произведем расчет термокислотной обработки произведенной на скважине № 313, Т-II горизонта Западного поля. Абсолютная глубина залегания кровли по I блоку минус 3112 м.
глубина скважины = 3112 м;
эффективная толщина пласта = 10 м;
внутренний диаметр эксплуатационной колонны = 0,15 м;
диаметр НКТ = 60 мм;
температура на забое скважины = 35 °С;
начальный дебит нефти = 23 т/сут;
текущий дебит нефти Q=5 т/сут.
Вода в продукции отсутствует, коллектор представлен глинами и песчаниками (содержание карбонатов 12%), в призабойной зоне происходит отложение парафина.
Решение: Определим количество и концентрацию соляной кислоты, необходимой для обработки.
В
качестве химического реагента для
экзотермической реакции и
При первичной обработке принимаем 0,8 солянокислотного раствора на 1 м эффективной толщины пласта. В данном случае для толщины пласта в 10 м потребуется 8 соляной кислоты, из которых 4 примем для первой фазы обработки и 4 — для второй фазы.
Определим необходимое количество металлического магния. При температуре плавления парафина Tпл = 55 С совершенно достаточно подогреть солянокислотный раствор и поверхность забоя скважины до температуры Тк = 80 °С.
Пусть
начальная температура
,
где 6,03 = 4520/1000-0,75 — числовой коэффициент (4520 Дж— количество тепла, выделяемое 1 кг металлического магния; 0,75— теплоемкость водного раствора хлористого магния, Дж/°С- 1000 — коэффициент перевода размерности).
Найденное количество магния вполне соответствует указанной выше практической норме—1 кг на 0,1 15%-ного солянокислотного раствора. Для принятых в первой фазе обработки 4 раствора следует взять 40 кг магния.