- •Содержание
- •Список использованных источников
- •Таблица 1
- •Рисунок 7 - Результаты обработки скважины 1087 вспененной ингибирующей композицией
- •Исходные данные
- •5. Безопасность и экологичность проекта
- •При производственной деятельности подразделений НГДУ "Арланнефть" возможны возникновения следующих негативных факторов:
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Расчет экономической эффективности от применения новой технологии Расчет экономической эффективности технологий по предупреждению образования сульфидсодержащих осадков при КРС
. Безопасность и экологичность проекта Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа
Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности Заключение
Список использованных источников
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Введение
Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии.
Начальные геологические запасы месторождения составляют более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 километров в ширину Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), а также карбонатные отложения нижнего и среднего каменноугольного возраста. Одной из главных задач нефтедобывающей промышленности является повышение эффективности добычи нефти за счет использования прогрессивных технологий и увеличения межремонтного периода работы скважин.
Современное состояние технологии и техники добычи нефти требует решений, позволяющих без больших затрат совершенствовать процессы добычи нефти, особенно в осложненных условиях эксплуатации обводненных скважин.
Одной из причин, снижающих эффективность эксплуатации скважин, является образование из попутно - добываемых вод неорганических солей, которые отлагаются в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Как правило, отложения солей встречаются: на стенках нижней части эксплуатационных колонн, в приемных и рабочих органах электроцентробежных и штанговых насосов, на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб.
Отложения солей являются причиной снижения или полной потери производительности скважинных насосных установок и возникновения на нефтепромысловых объектах аварийных ситуаций.
Целью данного дипломного проекта является анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть". Эффективность методов определяется
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
технико-экономическими показателями предприятия, а также выяснением причин, условий образования отложения солей и зон накопления осадков.
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
1. Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения
Стратиграфия и тектоническое строение
Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 метров. Фундамент ни одной из скважин не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста Бурение глубоких скважин показало, что в каждой из них вскрываются разрезы, имеющие разную полноту. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.
Выделяется серия валов, имеющих северо-западную ориентировку, параллельно границам Бирской седловины. К одному из этих валов, названному Арлано-Дюртюлинским, и приурочена Арланская структура. Вал имеет большую протяженность (до 120 километров), северное окончание которого находится в районе Вятской площади. Ширина вала сильно меняется от 10 до 35 километров. Образование крупной Арланской структуры связано с развитием Актаныш-Чишминской ветви КамскоКинельской системы некомпенсированных прогибов. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского возраста.
По кровле ТТНК складка имеет асимметрическое строение - с более крутым (до 5%) юго-западным крылом и пологим (до 1%) северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 метров.
Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируется [1].
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
1.2 Гидрогеология региона и химический состав пластовых вод
Воды основного продуктивного горизонта ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м3, хлоридно-кальциевый тип, минерализация 750-800 мг-экв/100 г.
Содержатся йод (до 9 мг/л), бром (до 550 мг/л) и аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 0,130-0,250 м3/м3, в его составе преобладает азот до 90%, метан - до 12%, этан - до 3%, пропан - 0,3%, углекислоты - 1,5%.
Пласт VI более выдержан, имеет хорошую связь с законтурной областью, поэтому на северной части месторождения режим плата активный водонапорный. В пласте II много литологических экранов, режим упруговодонапорный. Остальные платы - вплоть до упругого, замкнутого. Высокая вязкость нефти снижает гидропроводность [1].
Пластовые воды ТТНК - высокоминерализованные растворы. Из 99% общего содержания солей - в основном хлориды натрия, кальция и магния. Вязкость воды в пластовых условиях 1,6 МПа.с, коэффициенты сжимаемости 2,6.10-4 МПа-1, термического расширения - 4.10-4 0С-1.
Воды законтурные и подошвенные, имеют сходную характеристику. Химический состав в мг-экв/100г следующий: ионов сульфата - 0,45-
0,92; кальция - 35,9-41,2; хлора - 394,3-401,0; карбоната - 0,13-0,16; магния - 19,7-24,6; натрия и калия - 335,7-346,3.
Характеристика нефтей и газов
Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3,3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Вязкость при 200С в поверхностных условиях 37-46 мПа.с, упругость паров - 35-45 мПа.
Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях в среднем 871 кг/м3, разгазированной - 892 кг/м3.
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Давление насыщения - 7,8 МПа. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м3/т), в среднем 16,5 м3/т. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.
По мере приближения к водонефтяному контакту возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность.
Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан.
Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01-0,005).
Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона
ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Стратиграфический возраст отложений толщи достаточно четко определен как визейский и лишь нижняя ее часть отнесена к верхнетурнейскому.
В разрезах скважины наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитовых и аргиллитовых пластов. Максимальное их число - 9. Однако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.
Наиболее выдержаны по площади пласты II и VI, лишь на севере и северо-востоке отмечается довольно устойчивое развитие песчаного пласта III.
Ниже приведены данные, характеризующие особенности строения основных продуктивных пластов VI и II.
Пласт VI присутствует примерно в 92-95% скважин. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми аллевролитами. Песчаники светло- и темно-серые в зависимости от глинистости и углистости, иногда известковистые за счет кальцитового цемента. Зерна слабо сцементированы. Тип цементации - контактовый.
Толщина пласта песчаников достигает 36 метров, изменяясь на небольших расстояниях до полного замещения.
Водонефтяной контакт по площади месторождения меняется от минус 1175 метров на юго-востоке до минус 1188 метров на северо-западе.
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
Нефтенасыщенность коллекторов в среднем по площадям меняется в пределах 82-87%. Пористость песчаников пласта VI составляет 24%, нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5 метров, проницаемость песчаников до 1,83 мкм2.
Пласт II - основной по запасам продуктивный пласт Арланского месторождения. На Арланской площади в нем сосредоточено около половины всех запасов ТТНК. Развит на большой части месторождения. Толщина пласта от 0,8 до 16 метров. Представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников колеблется от 12 до 30%. Проницаемость самая различная от 0,05 до 1,7 мкм2 и более. Нефтенасыщенность коллекторов в среднем равна 0,82. На месторождении в этом пласте имеется одна небольшая по площади залежь, приуроченная к своду структуры.
Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"
В 2013 году из всех объектов разработки НГДУ "Арланнефть" добыто 1966,0 тыс. т нефти и отобрано 41625,8 тыс. т жидкости.
Суточная добыча нефти составила 5016 т/сут., суточный отбор жидкости составил 121076 т/сут. Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2000 году составил по нефти - 2,7 т/сут., по жидкости - 56,9 т/сут. Основной объем добычи нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона.
Из всех объектов добыто 207782,4 тыс. т нефти или 32,3% от начальных балансовых и 82,4% от начальных извлекаемых запасов. Годовой темп отбора по НГДУ от начальных извлекаемых запасов составил 0,8%, а от остаточных извлекаемых запасов - 4,2%.
Пробуренный фонд по НГДУ "Арланнефть" на конец 2013 года составил 4772 скважины.
Обводненность составила 95,3%, что выше уровня прошлого года на
https://new.guap.ru/iibmp/contacts |
СПБГУАП группа 4736 |
0,4%. Действующий фонд на 01.01.2014 года составил 2267 скважин, из них с водой работали 2267 или 100% от всего фонда.
В 2013 году в продуктивные пласты закачано 33204,6 тыс. м3 воды. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 391
м3/сут. Рабочим агентом закачки является вода следующих типов: сточная с УКПН и ТВО; сточная с комбината "Искож"; пластовая с глубинных горизонтов; пресная с Камского водозабора.
Обычно добывающие скважины оборудуются СШНУ или УЭЦН. Другие виды насосов (диафрагменные, винтовые) применяются в крайне ограниченном количестве. Так, по состоянию на 01.01.2014 г. в НГДУ "Арланнефть" имелось 1745 скважин (77,1% от всего добывающего фонда), оборудованных СШНУ и 478 скважин (21,1%), оборудованных УЭЦН. В то же время доля добычи жидкости при использовании СШНУ составила 12,5%, а при использовании УЭЦН - 87,3%. Это указывает на основную роль в добыче жидкости скважин, оборудованных УЭЦН.
Отложения солей существенным образом влияют на межремонтный период работы ГНО, особенно скважин, оборудованных УЭЦН. В 2013 году в НГДУ "Арланнефть" он составил 799 суток, а по ряду скважин 1000 суток и более. В тоже время в 2013 году более 20% установок, вышедших из строя, не отработали гарантийный срок - 1 год, на 16 скважинах было произведено по два и более подземных ремонта, связанных с восстановлением работоспособности УЭЦН, т.е. межремонтный период по ним составляет 40120 суток.
Образование отложений солей в рабочих органах ЭЦН и вызываемый ими износ является основной причиной как преждевременных выходов установок из строя, так и аварий, связанных с падением их на забой скважин.
Динамика фонда осложненных скважин представлена в таблице 1 [2]. Рост осложненных скважин увеличивается и на сегодняшний день борьба с отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении.